Argentina avanzó en las últimas semanas con proyectos estratégicos que potencian el desarrollo de Vaca Muerta, consolidando su posición como exportadora de petróleo y de gas natural. Esas iniciativas están lideradas por las principales petroleras del sector, con un rol destacado de la estatal YPF.
El sector proyecta exportaciones anuales por USD 30.000 millones a partir de 2030, un monto comparable a lo que históricamente genera el campo argentino, pero sin los riesgos asociados a fenómenos climáticos ni estacionalidades. Estas expectativas, compartidas por el Gobierno y la industria, dependen de la ejecución de obras claves en la Cuenca Neuquina, en un país recurrentemente afectado por la falta de divisas.
El presidente Javier Milei resaltó el último viernes, durante un discurso en la Bolsa de Comercio de Córdoba, la importancia de estos proyectos dentro de su plan económico. “Con todos los proyectos energéticos, nos van a salir los dólares por las orejas. Lo que necesitamos es crear demanda a esos dólares y eso va a generar lo que nosotros llamamos dolarización endógena, que empiecen a dar vueltas más dólares que pesos”, afirmó.
Las empresas coinciden en la importancia que tienen los beneficios impositivos y cambiarios del Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones (RIGI) para impulsar los proyectos que permitan desarrollar Vaca Muerta.
Es que en Argentina las empresas no disponen de libertad total para disponer de las divisas que generan, por la continuidad del cepo, y el RIGI representa un primer paso antes de la normalización en el mercado de cambios que impulsa el Gobierno.
El foco en la infraestructura
Siete de las principales petroleras que operan en Argentina formalizaron en la última semana un acuerdo para lanzar el proyecto Vaca Muerta Sur (Vmos), liderado por YPF junto con Pan American Energy (PAE), Vista Energy, Pampa Energía, Chevron, Pluspetrol y Shell. Este plan, ingresado al RIGI, involucra una inversión inicial de USD 3.000 millones para construir infraestructura que permitirá duplicar las exportaciones de petróleo no convencional.
La obra prevé la construcción de un oleoducto con una extensión de 437 km, una terminal de carga y descarga con monoboyas interconectadas y una playa de tanques y almacenaje en la zona de Punta Colorada, Río Negro.
La infraestructura se prevé estará operativa en el cuarto trimestre de 2026, y tendrá una capacidad de transporte de hasta 550 mil barriles por día en los próximos dos años y medio, con la posibilidad de ampliarse a 700 mil barriles por día en 2028, si la demanda lo requiere.
“La concreción de esta obra de transporte es estratégica para el desarrollo de Vaca Muerta y, junto con otras iniciativas, abrirá la puerta a exportaciones con ingresos anuales estimados en USD 15.000 millones para el país. Con futuras expansiones, estas cifras podrían superar los USD 20.000 millones”, afirmaron fuentes de la petrolera estatal.
Argentina LNG
El desarrollo de Gas Natural Licuado (GNL) complementa las iniciativas en petróleo. Horacio Marín, presidente de YPF, calificó los proyectos relacionados como parte de “Argentina LNG”, un esfuerzo para integrar al país en el selecto grupo de exportadores de GNL.
Southern Energy, creada por PAE y Golar LNG, presentó la solicitud de adhesión al RIGI para instalar una barcaza para producir en la Argentina Gas Natural Licuado (GNL) y exportar desde 2027 el fluido de Vaca Muerta. Se trata de una inversión estimada de USD 2.900 millones en los próximos 10 años y que llegará a USD 7.000 millones en los 20 años de vida útil esperada.
La primera etapa (2025-2031) incluirá la instalación del buque de licuefacción de Golar LNG, el “Hilli Episeyo”, en el Golfo de San Matías, Río Negro, para el que se necesitará un desembolso superior a USD 1.650 millones, según informó PAE. El barco tiene una capacidad de producción equivalente a 11,5 millones de metros cúbicos diarios. La segunda fase (2032-2035) prevé una ampliación y asciende a USD 1.250 millones.
Además, YPF confirmó que la malaya Petronas fue reemplazada por la anglosajona Shell en el proyecto “Argentina LNG”. El convenio contempla el know how y parte del financiamiento por USD 200 millones para la ingeniería para la primera fase del proyecto hasta tomar la decisión para ingresar a la etapa de FEED (Front-End Engineering and Design) y una capacidad de licuefacción de 10 millones de toneladas al año de GNL (MTPA), para la que se buscaría la instalación en Río Negro de dos barcos que serán suministrados con gas natural extraído de la Cuenca Neuquina, que se sumarían al confirmado por Southern Energy.
Sin embargo, no se descarta la instalación de un buque adicional que podría negociarse con otra “major” del sector petrolero y sigue en pie la idea de construir una mega planta de licuefacción en la provincia patagónica.
No es menor que también se incluya la posibilidad de que Shell compre 10 millones de toneladas por año de GNL, 40 millones de metros cúbicos diarios de gas natural, durante 20 años. Ese monto es proporcional a unos USD 7.000 millones por año o USD 140.000 millones a lo largo del acuerdo, según lo que había deslizado en su momento el Jefe de Gabinete, Guillermo Francos.
La oportunidad de llegar a Brasil
Los Gobiernos de Argentina y Brasil firmaron el mes pasado un acuerdo para trabajar en la viabilidad de que en los próximos cinco años se puedan alcanzar exportaciones por 30 millones de metros cúbicos diarios de gas natural desde Vaca Muerta al país vecino.
La noticia fue muy bien recibida por el sector energético por lo que puede ser el convenio comercial más importante de la historia bilateral, aunque solo es el primer paso de un largo camino que deberá ser aputalado por la iniciativa privada.
El grupo de trabajo conformado por representantes de los Gobierno de Javier Milei y de Inacio Lula Da Silva evaluarán cinco rutas que harían posible los envíos de fluido argentino para abastecer la creciente demanda de la industria brasileña: Bolivia, Paraguay, Uruguayana, Uruguay y la venta de GNL.
La opción que en el mercado miran como la más rápida es la de aprovechar la infraestructura del Gasoducto Brasil Bolivia (Gasbol), en medio del declino que sufre la industria boliviana tras años de desinversión. El ducto puede transportar unos 30 millones de metros cúbicos diarios y actualmente funciona en torno a los 10 millones, es decir, a un tercio de su capacidad.
Reversión del saldo de la balanza comercial
El sector energético aportó en lo que va del año USD 5.223 millones más que en igual período del 2023 por el desarrollo de las exportaciones de petróleo y gas de Vaca Muerta, sumado a menores importaciones de combustible. Se prevé que 2024 finalizará con el superávit de balanza energética más alto en casi dos décadas.
La diferencia entre exportaciones e importaciones de energía arrojó un saldo positivo de USD 4.806 millones entre enero y noviembre, según los datos del Indec relevados por el economista Nadin Argañaraz. Ese resultado implica una sensible mejora respecto al déficit de más de USD 400 millones que se había registrado en el mismo período del año pasado.
Argañaraz estimó que el efecto precio generó una suba de USD 489 millones y el efecto cantidades un aumento de USD 4.735 millones.
“En el parcial, el principal aporte de dólares vino por el lado del ahorro generado por las menores importaciones. Por el menor precio de la energía importada se ahorraron USD 843 millones y por la menor cantidad de energía importada el ahorro fue de USD 2.946 millones”, agregó el economista.
Un informe de la consultora PwC dirigido a inversores internacionales consignó que el país podría alcanzar para 2030 un superávit energético de USD 30.000 millones, debido al desarrollo de Vaca Muerta.
