Escrito por: Allan Brown
Nuevos actores de fuera de América Latina podrían ingresar la formación Vaca Muerta de Argentina, dijo a BNamericas Francisco Romano, socio a cargo del departamento de energía del estudio de abogados Pérez Alati, Grondona, Benites & Arntsen ( PAGBAM ) y director del Instituto de Energía de la Universidad Austral.
La mayor parte de la inversión se está destinando a impulsar la producción en esta formación y expandir la infraestructura de transporte y almacenamiento, mientras que en los yacimientos maduros se están realizando esfuerzos para mantener operativos los activos convencionales.
Romano representó a la compañía de mayoría estatal YPF, Pluspetrol y otras empresas, en importantes operaciones de farmout y compraventa de activos del upstream en el país.
(La versión original de este contenido fue escrita en inglés)
BNamericas: Aproximadamente, ¿cuánto de la superficie de Vaca Muerta ha sido desarrollada?
Romano: Diría que menos del 10%. Recordemos que la formación se viene desarrollando desde hace poco más de diez años. El tamaño de la formación en superficie es similar al de Bélgica y aunque tiene su mayor parte en Neuquén, se extiende también a Mendoza, Rio Negro y La Pampa. Según estudios recientes de la Secretaría de Energía (Declaración de Disponibilidad de Recursos Gasíferos), con el desarrollo actual, se dispone de 243TCF [billones de pies cúbicos], suficiente para satisfacer la demanda local y las exportaciones de gas natural durante 63 años. Por otro lado, el excedente en la producción de crudo ha convertido al país en exportador neto desde mediados de 2024. Se espera que las exportaciones de crudo alcancen entre US$30.000 millones y US$50.000 millones en los próximos años.
BNamericas: ¿Cómo se compara esto con otras formaciones no convencionales, como las de Estados Unidos?
Romano: No soy un experto en geología, pero tengo entendido que Vaca Muerta es una formación de clase mundial, al menos tan buena como las formaciones no convencionales en Estados Unidos. La principal diferencia es que el shale estadounidense está siendo desarrollado desde hace muchísimos años, y si bien en Vaca Muerta hemos logrado importantes economías, los costos en Estados Unidos siguen siendo más competitivos que los nuestros.
BNamericas: En el estado actual, ¿existen estimaciones aproximadas o algún tipo de consenso local sobre cuánto tiempo podría desarrollarse Vaca Muerta?
Romano: En este punto, diría que entre 25 y 35 años o más. La transición energética ha perdido impulso por diversas razones, por lo que la ventana de oportunidad para los combustibles fósiles en general se ha ampliado y Vaca Muerta despierta un interés muy grande entre los majors y las compañías independientes.
BNamericas: ¿Cuáles serían las condiciones habilitantes? Por ejemplo, la perspectiva de la demanda global, las condiciones locales de financiamiento y la capacidad de infraestructura midstream local parecen factores clave.
Romano:
- Una decidida política exportadora. Se deben eliminar las trabas a las exportaciones y en especial los aranceles a las exportaciones, actualmente del 8%.
- Un flujo constante de inversión extranjera en el orden de los US$10.000 millones a US$15.000 millones anuales, basado en condiciones macroeconómicas adecuadas, como el levantamiento completo del cepo cambiario que garantice la libre entrada y salida de divisas —incluyendo dividendos y pagos a proveedores extranjeros—.
- Una reducción de costos para que Vaca Muerta pueda competir con sus "primos" menos costosos (es decir, la producción no convencional) en EE.UU. Los costos incluyen servicios y mano de obra. Esto solo podría lograrse con un consenso entre las distintas partes y sectores interesados del gobierno y de la producción.
- No interferencia local en los precios, para garantizar que el precio que reciben los productores locales y el precio de referencia internacional (Brent) se mantengan alineados.
- Un precio internacional de al menos US$50 por barril. La dinámica de la producción no convencional requiere una perforación tipo ffaaccttoría, ya que los ciclos de la producción y el declino de los pozos son mucho más cortos que en la explotación convencional y por lo tanto requieren una inversión y perforación constantes para compensar el declino y asegurar el crecimiento.
- Contratos de compraventa a largo plazo (take or pay) que garanticen un flujo constante de ingresos durante 20 a 30 años. Esto permitirá financiar grandes proyectos.
- Finalización de los proyectos de infraestructura en curso (transporte, procesamiento y licuefacción) para petróleo y gas, y construcción de nuevos gasoductos, incluyendo gasoductos dedicados e instalaciones o módulos de licuefacción para producir GNL.
- Acompañar la transición energética con captura, uso y almacenamiento de carbono y el desarrollo de un mercado de créditos de carbono.
- Importantes inversiones en proyectos de GNL para competir con los grandes exportadores a nivel mundial.
- Colaboración entre el gobierno federal y los gobiernos provinciales para asegurar alineamiento en temas como regulación ambiental, y un campo de juego parejo, con estabilidad legal y fiscal.
- Las provincias deben brindar seguridad jurídica y evitar establecer nuevos impuestos o barreras al desarrollo.
BNamericas: Muchos de los actores en Vaca Muerta son firmas locales o regionales. ¿Cree que eventualmente podríamos ver ingresar más empresas de fuera de América Latina?
Romano: Sí. Actualmente estoy trabajando en una transacción con una empresa de EE.UU. que hace su primera adquisición en el país, y dadas las condiciones adecuadas, otras seguirán. También veo posibilidades para empresas de Europa, como Eni, y de Medio Oriente, como Saudi Aramco.
BNamericas: En este contexto, la inversión y producción en activos convencionales maduros se está viendo afectada. ¿Prevé algún tipo de incentivo o régimen especial para estimular este segmento, dado su papel en varias provincias?
Romano: La producción convencional todavía representa más del 50% del crudo necesario para el parque de refinación local, especialmente crudos pesados imprescindibles para la producción de gasoil.
Además continúa siendo una fuente de actividad y de empleo Chubut y Santa Cruz, donde representa entre el 8% y el 13% del empleo privado formal, y sustenta economías regionales por el momento muy difíciles de reconvertir.
En PAGBAM asesoramos recientemente a los adjudicatarios en el proceso de licitación para adquirir los bloques convencionales originalmente operados por YPF en la provincia de Santa Cruz.
Este proyecto representa uno de los hitos más relevantes en la producción de hidrocarburos convencionales en los últimos años, con una inversión comprometida superior a los US$1.200 millones para reactivar la producción de petróleo y gas en la cuenca del Golfo San Jorge, y fortalecer la participación de pymes nacionales.
La licitación abarca las áreas de Los Perales–Las Mesetas, Las Heras– Cañadón de la Escondida, Cañadón León–Meseta Espinosa, El Guadal– Lomas del Cuy, Cañadón Yatel, Pico Truncado–El Cordón, Cañadón Vasco, Barranca Yankowsky, Cerro Piedra–Cerro Guadal Norte y Los Monos.
Las seis compañías nacionales que originalmente habían presentado una iniciativa privada para el desarrollo de las áreas —Patagonia Resources, Clear Petroleum, Quintana E&P Argentina, Roch Proyectos, Azruge y Brest — presentaron una oferta conjunta con el objetivo de mejorar la eficiencia operativa y la sostenibilidad de la producción convencional mediante un esquema de cooperación técnica y financiera a largo plazo.
La participación continua del concesionario saliente YPF, y la colaboración entre los nuevos concesionarios, la provincia, los trabajadores y otros actores relevantes como las empresas proveedoras de servicios, será clave para una transición fluida y un éxito definitivo.
Se requiere un esfuerzo concertado para reducir los costos y fomentar la inversión. El gobierno nacional puede contribuir eliminando el arancel a la exportación (actualmente del 8%) y la provincia puede ayudar, por ejemplo, reduciendo las regalías y el canon (surface fee), y ofreciendo incentivos como beneficios para la reactivación de pozos y, en general, estabilidad jurídica y fiscal.
(La versión original de este contenido fue escrita en inglés)
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