El sector energético argentino atraviesa un momento particular. Luego de un período de expansión y récords en producción, la industria empieza a mostrar señales de desaceleración. El precio internacional del crudo, los costos internos y las condiciones macroeconómicas locales obligan a recalibrar estrategias. ¿Qué tan profunda es la ralentización? ¿Cómo se proyectan los próximos años en Vaca Muerta?
Durante el tercer capítulo del evento Energía, organizado por LA NACION, referentes del sector compartieron su lectura del escenario. Fue en un panel moderado por Sofía Diamante, periodista del medio especializada en energía, que abrió la conversación buscando una radiografía actual de la industria.
“Venimos de un ritmo récord de inversión desde el año pasado”, explicó Daniel Gerold, director de G&G Energy Consultants. “Pese a que existe una cierta desaceleración desde abril, junio y julio baten los récord de producción”.
Según Gerold, el 2 de abril marcó un punto de inflexión, cuando Estados Unidos impuso derechos de importación que modificaron los precios internacionales: “Hoy el Brent (la cotización del barril de petróleo que se toma de referencia en la Argentina) vale 67 dólares, contra un promedio de 80 el año pasado. Es lógico que eso impacte en una industria que ahora se alinea con precios internacionales”.
En un esquema sin precios subsidiados, cualquier caída en la cotización repercute directamente: “Cuando baja el precio del petróleo, los ingresos del productor caen. Y si los costos en pesos aumentan, el margen para invertir se achica. No es que desaparece, pero se achica”, dijo Gerold.
El panel viró luego hacia los proyectos en marcha. Uno de los protagonistas del último salto productivo en Vaca Muerta fue Fortín de Piedra, de Tecpetrol, que este año alcanzó un hito: “Llegamos al récord de 25 millones de metros cúbicos de gas por día”, anunció Ricardo Ferreiro, presidente de Exploración y Producción de la empresa.
Con ese volumen consolidado, Tecpetrol avanza ahora en petróleo. “Decidimos encarar Los Toldos II, un yacimiento con cuatro horizontes productivos“. El desarrollo se planifica a largo plazo. “Esperamos que el precio del petróleo sea más saludable cuando pongamos el proyecto en producción. Pero ya estamos anticipando todo lo que tiene que ver con reducción de costos, optimización y disciplina”, afirmó Ferreiro.
Estrategia paciente, desarrollo masivo
En paralelo, Pan American Energy avanza con una lógica más progresiva. Fausto Caretta, Upstream Managing Director de la compañía, explicó su enfoque: “Tenemos siete áreas en Vaca Muerta. Preferimos primero desrisquear y entender geológicamente cada zona. Eso llevó más tiempo, pero hoy ya conocemos bien la roca”.
Con el diagnóstico técnico claro, PAE entra en fase de escalamiento: “Estamos produciendo 30.000 barriles por día. Ya construimos infraestructura, tratamos y evacuamos el crudo. Ahora viene el desarrollo masivo. Requiere equipos, logística, tecnología. Y con volumen, bajamos los costos”.
La compañía también sorprendió con un nuevo frente: el descubrimiento no convencional en Cerro Dragón, el campo convencional más grande del país. “Decidimos desafiar nuestra propia tesis y perforamos un pozo vertical que nos confirmó todos los parámetros petroquímicos y petrofísicos”, relató Caretta.
Después vino el primer pozo horizontal: 25 fracturas, la mitad de lo habitual en Vaca Muerta. “Los resultados fueron alentadores, pero también nos mostraron que Cerro Dragón necesita una receta distinta. Cada shale es único. Estamos planificando un segundo pozo, esta vez con rama horizontal de 3000 metros”, anticipó.
Tecnología, industrialización y brecha
Uno de los datos más repetidos fue el diferencial de costos con Estados Unidos. Según Ferreiro, un pozo comparable cuesta en Argentina hasta 45% más. Para revertir eso, Tecpetrol viene desplegando una estrategia integral basada en tecnología y cultura operativa.
Pero el cambio más profundo es cultural. “Antes traíamos a los tecnólogos a la operación. Ahora llevamos a los operarios hacia la tecnología, para que se apropien y generen competitividad”, explicó Ferreiro.
Gerold retomó el tema con una advertencia macro: “Acá no cobrás Brent pleno. Hay un derecho de exportación del 8% que otros países no cobran. Además, el costo financiero es más alto, y no podés hacer coberturas a futuro —hedging— por regulaciones del Banco Central”.
Volviendo al gas, se abordaron los proyectos de GNL. Caretta fue claro: “Tenemos un precio fijo por contrato, así que la única forma de agregar valor es bajando costos. Encima competimos con el GNL de EE.UU., donde la vara está mucho más baja”.
El proyecto de los dos primeros barcos de GNL —que incluye a PAE, YPF, Pampa, Excelerate y Golar— es monumental: “Solo la parte de licuefacción va a requerir 15.000 millones de dólares. Y para abastecer esos barcos, otros 10.000 millones. En total, 25.000 millones de inversión”, detalló.
Pero las exportaciones proyectadas son igual de contundentes: “Van a generar 15.000 millones de dólares en los primeros cinco años. Es una puerta que ya se abrió. El barco está en marcha”, remarcó.
La idea de un “círculo virtuoso” sobrevoló la charla: producir más, exportar más, pero también desarrollar tecnología, empleo y valor local.
La última pregunta fue cargada de expectativa: ¿cuándo prevén que Vaca Muerta llegue al millón de barriles diarios? Gerold fue directo: “En julio, Vaca Muerta produjo 508.400 barriles por día. Para 2030, puede alcanzar 1.100.000”.
Fuente: lanación.com
