La balanza comercial del primer semestre arrojó el mejor balance energético desde 2006.
«El hecho es muy valioso dado que, de los últimos trece años, doce han sido deficitarios, con excepción de un ligero superávit en 2020», precisó un informe de Delphos Investment en el que explicaron que gran parte se explica por el desplome en las importaciones a niveles históricamente bajos y por un record de las exportaciones, superando en un 20% al máximo de 2021.
En este recorrido Vaca Muerta es la gran responsable.
Los detalles del informe:
La producción petrolera argentina ronda 700.000 barriles de petróleo de producción diaria, de los cuales alrededor de 370.000 corresponden a producción no convencional. La economía local consume en promedio 550.000 barriles diarios, y el excedente se exporta.
En los últimos meses, el ritmo de crecimiento cayó, y puede deberse a los límites en la capacidad de evacuación que generan cuellos de botella. Por eso son esenciales las obras del Proyecto Duplicar de Oleoductos del Valle (Oldelval), la puesta en condiciones del Oleoducto Trasandino (Otasa) y la construcción del oleoducto Vaca Muerta Sur. Entre todos, lograrían ampliar la capacidad de evacuación de Vaca Muerta hasta el millón de barriles por día.
En mayo del año pasado, Oleoducto Trasandino (OTASA) puso en marcha el oleoducto que vincula a Neuquén con Chile para poder exportar petróleo al país vecino. Según el gerente de operaciones de OTASA, el caudal promedio promedio en junio rondaba los 72.000 bbl/d, la capacidad máxima teórica es de 113 mil y el real es de 119,5 mil. Es decir, quedaría lugar para expandir los volúmenes exportados por 40.000 bbl/d.
El Proyecto Duplicar, de Oldelval, permitiría elevar la capacidad de transporte hacia el Atlántico en 315 mil barriles diarios. El plan consta de una inversión de US$ 1.200 millones. En octubre del año pasado, se habilitó la capacidad de transporte en 20.000 barriles diarios, y en noviembre de este año se habilitarían otros 80.000.
Finalmente, el total de la obra culminaría a principios de 2025, permitiendo ampliar la capacidad de transporte
total hasta los 540.000 barriles por día.
Y, por último, YPF anunció la puesta en marcha de la construcción del oleoducto Vaca Muerta Sur. La primera etapa conectará Tratayén, en el corazón de Vaca Muerta, con Allen, en el Alto Valle de Rio Negro, para conectar con la línea de Oldelval. A fines de agosto, se licitaría el segundo tramo para alcanzar Punta Colorada, en el Golfo San Matías, que adicionaría 187.000 barriles por día. Además, incluye la construcción de una terminal de exportación al final del trayecto. En una tercera fase, el proyecto sumaría 180.000 barriles diarios de capacidad extra. Al final, el ducto permitiría evacuar 390.000 barriles diarios, y se prevé un desembolso en torno a los US$ 2.500 millones en inversiones. YPF planea llegar a fines de este año con el primer tramo terminado, aunque el plazo inicial es a marzo de 2025. El segundo tramo podría finalizarse a fines de 2026, y la tercera fase concluiría en 2027.
También, de más largo plazo, Oldelval lanzó en abril un Open Season para el Proyecto Triplicar y sacará una
convocatoria para licitar la capacidad de transporte del Duplicar Norte. El primero aspira a ampliar la red de
Oldelval hasta, al menos, los 108.000 m3/d (680 kbbl/d). Y, de poder darse, el Triplicar Plus permitiría
ampliarla hasta los 136.000 m3/d (855 kbbl/d).
A su vez, el Duplicar Norte buscaría instalar un oleoducto de 250 kilómetros desde el campo Puesto Hernández,
operado por YPF, hasta Allén, en Río Negro, por una inversión estimada en US$ 700 millones.
Respecto a la industria del gas, el mes pasado reportó el mejor junio en términos de producción desde que tenemos registro (2009), al igual que todo el primer semestre. En promedio, la producción de los últimos seis meses fue de 137,8 millones de metros cúbicos diarios (MMm3/d). En lo que va del año, el 48% del volumen se concentró en la producción de shale gas, y el 68% sale de la provincia de Neuquén.
El nuevo récord de producción no es significativo relativo a la volatilidad que presenta la producción nacional, pero sí es destacable el gran crecimiento del no convencional, el cual muestra un aumento del 22% respecto al primer semestre del año pasado. Pero, la otra cara de la moneda es un convencional que cae 9% mientras que el tight gas produjo un 5% menos.
Al igual que en la industria del petróleo, es importante monitorear la capacidad de evacuación de Vaca Muerta.
Por el momento, se espera para el año próximo una ampliación de 11 millones de metros cúbicos diarios de capacidad por parte del GPNK más 19 MMm3/d por la reversión del Gasoducto del Norte.
El Gasoducto Presidente Néstor Kirchner (GPNK), inaugurado un año atrás, tendrá una capacidad total de transporte de 22 millones de metros cúbicos diarios estimada para el invierno que viene. Hace dos semanas se dio habilitación a la planta compresora de Tratayén (construida por Sacde, subsidiaria de Pampa Energía), lo que permitirá ampliar su capacidad actual de 11 a 16 MMm3/d. La obra de esta planta llegó con demora, al igual que las de Salliqueló y Mercedes (a cargo de la UTE Esuco-Contreras Hermanos), que aún restan finalizar. Esto se debe a las restricciones impuestas para importar insumos durante el gobierno anterior y por el freno a la obra pública que puso el mandato actual.
Por otro lado, también están demorados los avances para revertir el sentido del Gasoducto del Norte, el cual
permitiría transportar el gas desde Vaca Muerta hacia el norte argentino y exportar a Bolivia. Ya entró en su
etapa final de obra, y se estima que entraría en operación el 15 de septiembre próximo. A máxima capacidad, permitiría transportar hasta 19 MMm3/d.
El gobierno también estaría analizando la posibilidad de ampliar la capacidad en una segunda fase de la reversión
para poder exportar gas a Brasil. Este proyecto implicaría negociar con Bolivia para el uso de sus caños.
También se contemplan otras cuatro vías para llegar a Brasil. Una de ellas implicaría el tramo Formosa-Asunción-Campo Grande-San Pablo. La segunda ofrece pasar a Rio Grande do Sul, Santa Catarina y Paraná, a lo que se sumaría un ducto por Uruguayana para llegar a Porto Alegre. Y, la última opción analiza utilizar el paso por Uruguay a través del Gasoducto Cruz del Sur que une Punta Lara con Colonia, y luego se construiría un tramo de caño desde Montevideo a Porto Alegre y nuevas plantas compresoras.
Este desarrollo en la industria de petróleo y gas es importante no solo para la macroeconomía del país, dada la oferta de divisas que aportaría al mercado de cambios y el trabajo subyacente de todos los proyectos de inversión, sino también para los fundamentals de muchas compañías que componen el mercado de capitales argentino.
Dentro del mundo del equity, Vista Energy permite apostar al desarrollo de la industria del petróleo crudo. Pampa Energía produce mayormente gas, aunque el fruto de sus exploraciones en Rincón de Aranda podrían incorporarla entre los mayores jugadores del rubro del petróleo. Y, a su vez, YPF, Sociedad Comercial del Plata (por sus tenencias en CGC) y Capex permiten invertir en ambas industrias.
Por otro lado, Transportadora de Gas del Sur (TGS) y Transportadora de Gas del Norte (TGN) permiten invertir en el rubro de transporte de gas y Tenaris en la provisión de tubos de perforación y caños para los ductos, entre otros servicios. TGS tiene 9.248 kilómetros de gasoductos, 33 plantas compresoras y una capacidad contratada en firme en torno a los 83 MMm3/d, y es operadora del GPNK.
Además, suprincipal negocio radica en la producción de líquidos, como butano y propano, usados para la producción de gas licuado del petróleo (GLP). Y TGN cuenta con 6.806 kilómetros de gasoductos, 20 plantas compresoras y 60 MMm3/d de capacidad de transporte. TGN está a cargo de las operaciones y mantenimiento del Gasoducto del Norte.
