Vaca Muerta: ahora el problema es qué hacer con el gas

Adrián Simioni

Despacio, sin que siquiera nos enteremos, en Vaca Muerta avanza la producción de combustibles no convencionales. Que no necesitan sólo pozos de extracción. Demandan gigantescas obras de infraestructura para transformar, almacenar y transportar el gas y el crudo. Sobre todo el gas: si no se sabe qué hacer con él de inmediato, no se puede extraer.

Hechos no faltan. El viernes, YPF inauguró formalmente la central térmica que construyó en Loma Campana, en el corazón del desierto de Vaca Muerta. La central consta de dos usinas alimentadas a gas. Cuando produzca a full, la electricidad alcanzará para alimentar 380 mil hogares. YPF invirtió 200 millones de dólares en ese proyecto.

El ministro de Transporte, Guillermo Dietrich, le ratificó ese mismo día a la agencia internacional Bloomberg que se construirá una línea ferroviaria de más de 650 kilómetros entre Vaca Muerta y Bahía Blanca para alimentar con gas el polo petroquímico de esa ciudad. Será vital para que el gas se transforme, por ejemplo, en fertilizantes. La gigante Dow Dupont, que ya extrae gas en Neuquén, espera esa señal para multiplicar sus inversiones en Petroquímica Bahía Blanca.

Pero el tren también será vital yendo para el otro lado, porque a Vaca Muerta deben llegar las arenas que necesitan las petroleras para inyectarlas a presión y quebrar las piedras a tres kilómetros de profundidad y liberar el gas y el crudo, que en eso consiste el famoso fracking. De paso, el tren también podría servir para trasladar a los puertos frutas del valle de Río Negro para su exportación. Costará 500 millones de dólares y el gobierno de Macri espera darle el visto bueno en dos semanas.

Tampoco es lo primero que se hace. A principios de febrero, Tecpetrol, del grupo Techint, inauguró en Fortín de Piedra, otro paraje de Vaca Muerta, una planta separadora de gas de la que el año próximo, se estima, saldrá el 10 por ciento del metano que se consuma en el país. Treinta millones de dólares enterró allí Techint.

También hay que trasladar crudo. La semana que pasó, la firma Oldeval consiguió la aprobación del Ministerio de Energía para completar un oleoducto que va de Medanito, en Río Negro, a Puesto Hernández, en Neuquén. El objetivo final de esa traza es llevar el petróleo no convencional que sale de los pozos hacia el tradicional complejo refinador de Luján de Cuyo, en Mendoza. 

El boom ya está

Contra lo que parece, el boom del gas no convencional ya comenzó. No sin problemas. Según algunas empresas, el sindicato petrolero de Río Negro, Neuquén y La Pampa que maneja Guillermo Pereyra no termina de poner en práctica las adaptaciones que prometió y firmó el año pasado para posibilitar la costosa explotación de no convencionales.

El otro problema es el que ya mencionamos: no hay dónde poner ni llevar todo el gas. De hecho, a fines del año pasado cuatro millones de metros cúbicos quedaron al garete en los gasoductos, según confió el ministro de Energía de Neuquén, Alejandro Monteiro. Argentina necesita menos gas en el verano. Y en noviembre no fue capaz de consumir todo lo que fue capaz de producir.

No todo es color de rosa. El déficit energético que legó el kirchnerismo persiste. Pero no es por culpa de Vaca Muerta sino por la brutal caída en la producción de crudo y gas convencional, particularmente en Chubut, donde ni los gremios aceptaron leves aggiornamientos de convenios a cambio de inversiones, ni hubo políticas de incentivos. Según el Instituto Argentino del Petróleo y del Gas (IAPG) la producción de gas no convencional creció 78 por ciento en los últimos tres años.

Por eso, Argentina necesita moverse para no perder el impulso. En Neuquén señalan dos rumbos, además de acelerar inversiones como las mencionadas.

Una vía es habilitar exportaciones continuas a Chile. Cuando en 2007 Argentina le cortó el gas (dado que la política kirchnerista había llevado ya a una fuerte caída en la producción)  Chile montó una estructura para importar gas licuado. Ese gas es más caro en el verano del hemisferio sur, momento en que a Chile podría convenirle más que nunca importarlo, pero natural, desde Argentina. Es justo cuando el gas sobra de este lado de los Andes. Esto podría suceder en 2019.

La otra vía es renegociar los contratos de abastecimiento con Bolivia, para que las compras argentinas se concentren en invierno. Es un punto delicado. Bolivia se encontraría con el mismo problema de Argentina: dónde almacenar o en qué transformar el gas en el verano. Es nada menos que el 20 por ciento del gas que consumimos. Un problema adicional: el contrato con Bolivia vence recién  en 2026.

Estímulo

Mientras todo esto sucede, las petroleras sólo parecen limitadas por la infraestructura y el remoloneo de los gremios para  cumplir lo que prometieron. Por un lado, los costos de explotación bajan. Miguel Gutiérrez, CEO de YPF, aseguró, a principios de este mes, que desde 2016 la perforación de pozos horizontales cayó 28 por ciento.

Por el otro, el ministro de Energía, Juan José Aranguren, estableció un plan de estímulo que  garantiza a las petroleras de Vaca Muerta que inicien proyectos un precio mínimo de 7,50 dólares por millón de BTU (la unidad de medida internacional de gas). Eso es mucho menos de lo que Julio De Vido llegó a pagar importar gas en barco, pero es mucho más que el precio del gas convencional e incluso del no convencional de Vaca Muerta que se comenzó a extraer en años anteriores. 

De hecho, hay fuertes quejas de las petroleras pioneras. Sostienen que ellas cargaron con el costo inicial y que ahora no sólo quedan en desventaja frente a nuevos proyectos, sino que la Nación les debe miles de millones. Pero al final terminan compitiendo por quedarse con las nuevas concesiones y los fuertes beneficios asociados a ellas. En Neuquén y en el escritorio de Aranguren hay 17 propuestas de inversión en no convencionales de aquí a 2021, la mayoría en Vaca Muerta, por unos 7.000 millones de dólares.