Las empresas más importantes del mundo apuestan al enorme desarrollo de Vaca Muerta. El no convencional y el gas crecen, y sigue la expectativa por el off shore. Las cuencas maduras se adaptan al nuevo escenario.
El petróleo y el gas son las fuentes energéticas más importantes en la Argentina, que representan alrededor del 84 % de la matriz primaria. Esta altísima dependencia de los hidrocarburos parece un desafío colosal frente a la tendencia global de ir hacia energías de origen más sustentable por su menor emisión de gases de efecto invernadero.
Si bien el país asume sus compromisos internacionales en ese sentido, la riqueza de recursos fósiles de su subsuelo y el aporte que le significará a la normalización de su macroeconomía y a la reducción de la pobreza, obligan a maximizar la ventana de oportunidad que estos combustibles ofrecen por unas pocas décadas.
Es así que en los sectores público y privado prácticamente no hay debate sobre la necesidad de aprovechar la abundancia del shale de Vaca Muerta, de avanzar en el no convencional de Palermo Aike en Santa Cruz, de dar un nuevo rol al gas y petróleo convencional de las cuencas maduras, así como continuar con la explotación off shore en la Cuenca Austral y esperar ansiadas buenas noticias de las profundidades del Mar Argentino.
Es así como la Argentina se encamina a consolidar en la primera mitad de este siglo, una matriz energética de fuerte presencia de los hidrocarburos.
Vaca Muerta sigue sumando inversión
Los planes de inversión y de actividad de las principales operadoras del no convencional neuquino, en un contexto de transformación institucional a nivel nacional, recién comienzan a confirmarse en este primer trimestre y permiten avizorar que 2024 será para Vaca Muerta un nuevo año récord en muchos sentidos.
La más importante de las referencias para cualquier actividad productiva es la inversión y en esto ya se proyectan entre 9.000 y 9.500 millones de dólares que se van a destinar al sostenimiento productivo y al impulso de nuevos proyectos.
En los sectores público y privado prácticamente no hay debate sobre la necesidad de aprovechar la abundancia del shale de Vaca Muerta, de avanzar en el no convencional de Palermo Aike en Santa Cruz, de dar un nuevo rol al gas y petróleo convencional de las cuencas maduras, así como continuar con la explotación off shore en la Cuenca Austral y esperar ansiadas buenas noticias de las profundidades del Mar Argentino.
Esto demandará mayor actividad en el terreno con el requerimiento de nuevos equipos, más trabajadores capacitados y la concreción de las obras de infraestructura en marcha, sin las cuales no hay crecimiento posible.
Un indicador clave ratifica esa tendencia: el año pasado se incrementó un 17% la cantidad de fracturas para alcanzar su récord de 14.722 etapas y se espera para este año pueda crecer de manera sostenida a 18.000 etapas, lo que implicaría un aumento del 22%.
En ese camino, se dieron a conocer los detalles de los planes de inversión en el no convencional, los que vuelven a estar encabezados por YPF, que comprometió unos US$ 3.000 millones en la formación, seguida de empresas como Vista (US$ 903 millones), Pluspetrol (US$ 861 millones), Pan American Energy (US$ 848 millones), Tecpetrol (US$ 480 millones), Shell (US$ 449 millones) y Chevron (US$ 313 millones), entre las principales.
En conjunto la industria afianza un camino de desarrollo masivo de Vaca Muerta que tiene entre sus objetivos alcanzar 1 millón de barriles no más allá de 2027 o 2028, y exportaciones por unos US$ 30.000 millones de dólares hacia 2030/2032, de acuerdo a distintas estimaciones.
Otra oportunidad para el convencional
La producción de petróleo en Argentina alcanzó en 2023 -en promedio- los 651,7 mil barriles diarios, un crecimiento del 8,7%. Pero mientras que la producción convencional cayó el 2,9% (346 mil barriles diarios), la no convencional de la cuenca neuquina, subió el 25,9% hasta los 305,7 mil barriles diarios, una relación que se anticipa se confirmará definitivamente este año.
Es que los campos maduros desde hace unos 15 años vienen registrando un declino persistente que puso en riesgo el abastecimiento de la demanda local que pudo ser revertido por la aparición de Vaca Muerta y su acelerado crecimiento.
Sin embargo, en la industria se afirma que los recursos convencionales aún pueden aportar de manera importante a la matriz energética.
La Cuenca del Golfo San Jorge, que integran las provincias de Chubut y Santa Cruz, es la cuna del petróleo nacional y la ausencia de reservas comprobadas y comercialmente atractivas de shale hace renovar las expectativas a través de un relanzamiento de determinadas áreas maduras que no tienen actividad, pero que requieren de incentivos y acuerdos con las empresas.
Ya alejada del Congreso la posibilidad de discutir una ley que promueva las inversiones en las áreas convencionales -para compensar la atracción que genera Vaca Muerta- es momento de encarar nuevos planes de recuperación secundaria y terciaria, una tarea a la que YPF ya anunció que no desea participar para concentrar esfuerzos en el más rentable no convencional.
Así, la empresa nacional anunció que se desprenderá este año de unos 55 campos maduros que abrirán la oportunidad a otros operadores o incluso pequeñas y medianas compañías petroleras que puedan implementar un modelo de negocio más equilibrado.
La expectativa del offshore
La producción de hidrocarburos offshore ya forma parte de la historia de la actividad petrolera argentina, y suma 40 años de actividad con el aporte del 18% del gas desde los yacimientos ubicados frente a las costas de Tierra del Fuego, en la Cuenca Austral.
Allí se construye un nuevo hito con el proyecto Fénix, que aportará a fines de este año unos 10 millones de m3 adicionales al sistema, a partir de una inversión de US$ 750 millones que lleva adelante el consorcio de la francesa Total, la alemanda Wintershall y la local Pan American Energy.
Pero desde el horizonte marino frente a las costas bonaerenses hasta la misma Cuenca Austral también se reproducen los proyectos de exploración offshore que buscan darle a un rol central al subsuelo marítimo que en este 2024 tendrá sus primeras definiciones sobre el real potencial comercial de lo que puede ser una segunda Vaca Muerta.
El desafío más inmediato es el que encara el consorcio operado por la noruega Equinor con sus socios Shell e YPF en el área denominada CAN100, a más de 300 kilómetros de la costa de Buenos Aires, donde el mes próximo se dará inicio a la perforación del Pozo Argerich, reconocido por las múltiples referencias que se hicieron en los últimos años, ya que se estima que el bloque podría significar una producción inicial de 250 kbbl/d.
La suerte de esa primera perforación podría marcar un sendero en el que se inscriben a mediano plazo los bloques AUS105, AUS106 y MLO121, adjudicados a las empresas Equinor, YPF y CGC, en las cuenca Austral y Malvinas, en donde las empresas fueron autorizadas a fines de 2023 a la exploración offshore.
Las expectativas de la industria en las aguas profundas del Mar Argentino -en zonas que se ubican a partir de los 1.500 metros de profundidad- son muchas a pesar de tratarse de una de las plataformas más inexploradas del mundo.
Es que la vinculación geológica que se asegura existe con las costas del sur de África donde ya hay descubrimientos de importantes yacimientos, permite pensar que de este lado del Atlántico se podrá correr similar suerte.
Palermo Aike, la hermana menor que potencia Santa Cruz
La otra joya en bruto sobre la cual está la mirada, es la formación de Palermo Aike en el extremo sur de la provincia de Santa Cruz, donde las empresas YPF y la Compañía General de Combustibles (CGC) como operadora. Se trata de un objetivo no convencional dentro del abundante recurso que la roca ofreció durante años en la Cuenca Austral y que se encuentra en plena etapa de exploración.
Palermo Aike cuenta con reservas por 130 TCF de gas natural y 6,6 billones de barriles de crudo, lo que permite apreciar su magnitud frente a Vaca Muerta que dispone de 308 TCF y 16 billones de barriles, y justifica el reconocimiento como la hermana menor de la formación neuquina.
De poder encararse la explotación, en no menos de cinco años de desarrollo, Santa Cruz cuenta con una infraestructura de ductos, plantas compresoras de gas, y de tratamiento de petróleo que hoy está sobredimensionada por la curva del convencional que viene decayendo, por lo que un descubrimiento permitiría volver a trabajar a pleno a la industria en la región.
Pero además tiene disponible capacidad ociosa del Gasoducto San Martín para la evacuación del gas, y la proximidad del puerto Punta Loyola, que puede ser la vía de exportación de la producción de petróleo hacia mercados tanto del Atlántico como del Pacífico, lo que le otorga un atractivo adicional que en sus orígenes no contó Vaca Muerta.
