Para que las promesas de la meseta neuquina se transformen en un tesoro constante y sonante en los balances de un puñado de compañías, hace muy poco, el 29 de noviembre, el gobierno nacional modificó, en el reglamento del capítulo de Energía de la Ley Bases, la regulación sectorial que permanecía inalterada desde 1967.
Desde aquel año la quimera del autoabastecimiento hidrocarburífero fue perseguida por sucesivas administraciones. Hasta ahora. Esa ilusión acaba de disolverse en el fragor de las actuales batallas libertarias.
Concretamente, por consejo de los agentes privados del área y por medio del presidente Javier Milei, se reformuló la regla que consideraba preponderante la provisión de gas y petróleo al mercado interno. La vieja aspiración de autonomía ya caducó y lo que rige es otro marco, menos restrictivo para los operadores, con los objetivos de “modernizar y flexibilizar el sector”.
Es cierto que la nueva normativa menciona la necesidad de dar seguridad al suministro interno de gas y petróleo. Pero admite en forma simultánea la garantía de la “maximización de la renta” de las corporaciones del sector, a las que se habilita de forma explícita la venta al exterior sin topes de lo extraído del subsuelo patagónico.
Esto es, luz verde a la exportación, aceitada además con los fuertes estímulos fiscales y financieros establecidos en el Régimen de Incentivos a las Grandes Inversiones (RIGI). Queda así configurada una cobertura para los operadores de mayor volumen, a la que la expresidenta Cristina Fernández de Kirchner definió días atrás como la vía para el “remate de bienes naturales”.
Prioridades
La aludida reglamentación destacó los “principios que priorizan la libertad de mercado, incentivan la competencia y alinean los precios internos con los valores internacionales”. Pautas enarboladas con la tranquilizadora intención de generar “certidumbre” entre inversores y actores del sector.
En esa dirección, la Secretaría de Energía solo podrá objetar temporal y justificadamente los embarques de hidrocarburos y derivados únicamente “en casos excepcionales que pongan en riesgo la seguridad del suministro interno”. De este modo, la seguridad jurídica de las empresas será reforzada, ya que las exportaciones no objetadas no podrán ser interrumpidas. Queda blindada así la estabilidad y previsibilidad de los acuerdos comerciales internacionales suscriptos por los futuros exportadores, especialmente en lo referido al gas natural licuado (GNL).
También se regularon las actividades de transporte, almacenamiento y procesamiento bajo figuras de autorización y habilitación, que hasta el momento no estaban previstas en la normativa.
Las justificaciones oficiales hablan de “liberar el potencial del sector energético”, crear “un entorno de reglas claras que maximicen las inversiones en recursos estratégicos como Vaca Muerta” y posicionar al país como “un referente global en producción de hidrocarburos”.
Con su habitual entusiasmo, los funcionarios presentaron los cambios como “un avance clave en el camino hacia un sistema energético donde el Estado actúe como facilitador y no como obstáculo, promoviendo la eficiencia, la innovación y el crecimiento económico a través del liderazgo del sector privado”.
La excitación creciente que las definiciones oficiales provocan entre los operadores del sector se reflejan en varios frentes, por ejemplo, el financiero. Tres de cada cuatro dólares de deuda por obligaciones negociables que tomaron las empresas en el mercado de capitales en los primeros diez meses de 2024 (más de 5.400 millones de dólares) correspondieron al sector de la energía, principalmente ligados al desarrollo del petróleo y gas de la cuenca neuquina.
Clientes y proyectos
Ante las limitadas perspectivas de aumento del consumo interno (tanto domiciliario como fabril), la ascendente participación argentina en el mercado petrolero y gasífero mundial es el resultado de la producción de Vaca Muerta en constante alza.
Más allá de cierto repunte de la demanda en provincias hoy no abastecidas, del modelo económico actual no se puede esperar una mayor utilización de los hidrocarburos como insumos para el desarrollo industrial o su procesamiento en rubros como la petroquímica.
Al contrario, la desaparición de gran cantidad de empresas manufactureras –principalmente pequeñas y medianas–, que difícilmente alcancen condiciones de competitividad, dejará disponibles importantes recursos gasíferos o petroleros para su venta en el exterior.
Expertos y memoriosos recuerdan episodios anteriores de la economía local, relacionados con la carne vacuna, y asimilan el cuadro con la actualidad. En períodos dictatoriales o durante la proscripción del peronismo entre 1955-1973, se limitó deliberadamente el consumo interno del tradicional alimento y fuente de proteínas, mediante vedas y otras medidas oficiales, a fin de elevar los stocks de reses faenadas disponibles para su embarque hacia otros países.
Algo parecido volvería a ocurrir ahora con los hidrocarburos: ¿para qué limitarse a atender la alicaída demanda interna habiendo tanta clientela en el exterior?
El más cercano y ávido comprador del gas de Vaca Muerta, ya a partir de 2025, será Brasil, a través del desarrollo de la infraestructura local de gasoductos. El Memorándum de Entendimiento binacional contempla envíos de dos millones de metros cúbicos diarios, hasta multiplicarlos por quince (30 millones) en cinco años.
Entre quienes se apuntan para aprovechar la oportunidad sobresalen dos grandes agentes, YPF y Pan American Energy (PAE, de la familia Bulgheroni), que comprometieron para el corto plazo inversiones sumadas por 6 mil millones de dólares.
La petrolera bajo control estatal (51%, el resto es capital flotante) confirmó la incorporación al RIGI del proyecto de oleoducto Vaca Muerta Sur, infraestructura clave para duplicar las exportaciones de petróleo en los próximos dos años.
Al cierre de esta edición se esperaba que la licitación para construir los dos tramos de la obra licitada en agosto pasado por YPF fuera adjudicada al consorcio integrado por las empresas Techint Ingeniería y Construcción y Sacde.
El proyecto prevé el tendido de 437 kilómetros de ductos, entre las localidades rionegrinas de Allen y Punta Colorada, que comenzarán a construirse en los primeros meses de 2025, y la operación tendrá inicio entre julio y septiembre de 2026.
Previamente se había adjudicado la provisión de los caños a Tenaris, subsidiaria del Grupo Techint, mediante la firma de un contrato por 180 millones de dólares. La compañía de la familia Rocca ya está fabricando un primer lote por el 25 por ciento de la tubería (35 mil caños) que demandará el nuevo oleoducto.
El primer tramo, de 130 kilómetros desde Loma Campana hasta Allen, se espera que esté finalizado en enero próximo. La construcción del segundo se aceleró tras la asociación de YPF con PAE, Pluspetrol, Vista, Pampa Energía, Shell y Chevron, a fin de motorizar una inversión de 2.552 millones de dólares.
En algún momento de comienzos de la primavera de 2026 estará todo listo para empezar a exportar unos 180 mil barriles por día, volumen superior al actual nivel de embarques de petróleo del país. Seis meses después los envíos se elevarán a 360 mil barriles cada jornada y, hacia fines de 2027, solo por esta vía se estarían exportando 400 mil.
Es cierto que aún no existe el puerto petrolero y los tanques de almacenamiento necesarios, pero el CEO de la empresa, Horacio Marín, aseguró que el diseño del proyecto está avanzado y hay varias empresas interesadas.
Más allá de lo proyectado para el próximo bienio, con la suma de estaciones de bombeo en la traza del oleoducto se pueden alcanzar unos 770 mil barriles diarios. Solo por este desarrollo se estaría exportando el equivalente a las divisas que aporta media Pampa Húmeda, unos 20 mil millones de dólares.
Panamerican también adhrió al RIGI para la instalación en Río Negro de una barcaza de GNL que comenzaría a exportar desde 2027. En este caso se trata de una inversión estimada de 2.900 millones de dólares en los próximos diez años y que llegaría a 7 mil millones en los veinte años de vida útil esperada.
El emprendimiento está previsto en sociedad con la compañía noruega Golar (con oficinas centrales en Hamilton, Bermudas) que proveerá el servicio de licuefacción mediante el alquiler del buque “Hilli Episeyo”, de casi trescientos metros de longitud, construido en 1975 y reconvertido para el procesamiento de gas en 2017.
Como EE.UU. y Qatar
Funcionarios y ejecutivos se ilusionan con la perspectiva de incorporar a la Argentina al selecto grupo de vendedores de GNL junto a Estados Unidos, Rusia, Qatar y Australia, entre otros
El posicionamiento empresarial incluyó en las últimas semanas a Pampa Energía. La compañía que preside Marcelo Mindlin alcanzó nuevos máximos en su producción de gas y el CEO de la firma, Gustavo Mariani, declaró: “Nuestro objetivo es multiplicar por diez nuestra producción de petróleo, para lo cual planificamos una inversión de 700 millones de dólares para 2025 y prevemos alcanzar los 1.500 millones hasta 2027”.
El optimismo campea en la Casa Rosada y en los círculos de altos negocios. En el Gobierno estiman que el superávit comercial puede acercarse a los 10 mil millones de dólares en 2025 (el doble de lo esperado este año) gracias al desarrollo de Vaca Muerta.
Con tónica similar, un informe de la consultora PwC Argentina (filial de PricewaterhouseCoopers, con sede en Londres) dirigido a inversores internacionales, consignó que la Argentina podría alcanzar para 2030 un superávit energético de 30 mil millones de dólares.
Ese sería un hito histórico, ya que pondría al sector al nivel de las divisas que genera el campo y significaría para la Argentina el fin de las tradicionales restricciones de oferta de dólares.
De momento, Vaca Muerta se consolidó como el principal recurso energético nacional luego de una década de estudios, pilotos y primeros proyectos a gran escala. Unas 25 compañías operadoras perforaron más de 1.220 pozos y la producción actual del reservorio representa el 23 por ciento del gas y el 27 por ciento del petróleo del total del país.
“Vaca Muerta tiene la capacidad geológica de llevar al país a niveles de producción nunca vistos. El gobierno acordó con distintos actores nuevas reglas de juego que la hacen aún más atractiva”, se entusiasmó Ezequiel Mirazón, socio de PwC Argentina.
En el paso a paso hacia la explosión extractiva y comercial esperada, el interventor del Ente Nacional Regulador de Gas (Enargas), Carlos Casares, planteó un gran objetivo: aumentar las reservas certificadas de gas de 14 a 400 TCF (Trillions of Cubic Feet, en español, billones de pies cúbicos, medida estándar de recursos gasíferos).
“Es una oportunidad que nos brinda la transición energética; si no aprovechamos esos recursos van a quedar en el subsuelo”, subrayó.
Casares explicó que la Argentina consume 2 TCF por año, y si lograra exportar otros 2 TCF (5 a 10 por ciento del mercado internacional) tendría para cien años. “El gran cuello de botella es la infraestructura; es lo primero que debemos resolver antes de buscar mercados”, enfatizó
Algunos estudios calculan que el conjunto de desarrollos en curso o proyectados demandará inversiones siderales, unos 150 mil millones de dólares, monto que apenas se empieza a arañar.
El desafío se desglosó en el último encuentro anual del Instituto de Energía de la Universidad Austral. Allí, Daniel Ridelener, director general de Transportadora de Gas del Norte (TGN), identificó tres obstáculos a remover: la salida del gas de la Cuenca Neuquina; el transporte al Noroeste –que mejoró con la finalización de la primera etapa de reversión del Gasoducto del Norte–, y el transporte hacia el Noreste y Brasil, a través de Uruguaiana, sin pasar por Bolivia.
El sendero es aún estrecho, pero se va ensanchando día a día, es lo que vino a decir Ricardo Höser, CEO de Oldelval, Oleoductos del Valle, empresa que transporta el 75 por ciento del crudo de la cuenca neuquina y 55 por ciento del total del país.
“Desde 2021 la producción de la cuenca ha sido mucho más rápida de lo que nosotros podemos construir ductos. Por eso desde 2022 empezamos a trabajar en proyectos para aumentar la capacidad de evacuación.” En ese sentido, el proyecto Duplicar Plus (ya al 73 por ciento de avance de obra) se terminará en marzo de 2025.
“Tres años atrás la producción de no convencionales era de 290 mil barriles de petróleo por día. Hoy ya son 480 mil y con la ampliación que estamos terminando se alcanzarán los 750 mil”, resaltó.
Höser proyectó que en 2026 Vaca Muerta seguirá desafiando la logística, con una producción de 810 mil barriles día para llegar en 2028 al millón de barriles.
Desde algunos despachos, dentro y fuera del país, algunos altos directivos levantan la vista y avizoran un horizonte propicio. Casi 120 años después del hallazgo original en el subsuelo del territorio nacional la era dorada del petróleo y el gas recién está comenzando.