En poco más de una década, nuestro país pasó de ser un importador neto de gas, lo que impactó en un déficit crónico de la balanza comercial energética, a posicionarse como exportador de gas en períodos estacionales e incursionar por primera vez como proveedor en el mercado internacional del gas natural licuado (GNL). Esta transformación tiene su principal explicación en el repunte de la producción gasífera de la Cuenca Neuquina, a partir de la explotación de las reservas ubicadas en las formaciones de hidrocarburos no convencionales. “Los actuales niveles del shale (gas de esquisto) de Vaca Muerta y el tight (gas de areniscas compactas), en exploración y desarrollo, son suficientes para cubrir en los próximos 30 años la demanda interna y desarrollar proyectos adicionales de GNL, generación y exportación de gas”, afirmó en febrero pasado el Gerente Técnico del Instituto Argentino del Petróleo y del Gas (IAPG), Eduardo Abriata, durante una conferencia dictada en la Unión Industrial de Bahía Blanca.
Este optimismo también se ve reflejado en los planes que ha hecho circular la Secretaría de Energía de la Nación en los últimos meses. En un documento dado a conocer por el exsecretario Javier Iguacel en agosto de 2018, el Gobierno señala que uno de los objetivos es “duplicar la producción de gas en cinco años, llegando a los 260 millones de metros cúbicos (MMm3) por día, y exportando 100 MMm3 diarios”. Por el momento, la primera meta, que era revertir el rojo de nuestra balanza comercial energética, se pudo conseguir en la primera mitad de este año. Así lo confirma el Instituto Argentino de la Energía General Mosconi (IAE) en su Informe de Tendencias Energéticas de junio pasado: “Los primeros cinco meses de 2019 muestran un superávit comercial energético de 51 millones de dólares, debido a una caída importante en las importaciones energéticas del periodo y a un moderado aumento de las exportaciones”.
La Cuenca Neuquina, en pleno desarrollo
Las noticias que llegan desde la Cuenca Neuquina son muy alentadoras, ya que con una producción de 76,83 MMm3 de gas por día, se superó en junio pasado el récord histórico de septiembre de 2005. En términos anualizados, la tendencia del último quinquenio es de un crecimiento sostenido, luego del pronunciado bajón registrado entre 2008 y 2013. La producción total de 2018 fue de 28.383 MMm3 y su bien todavía no logró igualar la marca de 2008 (29.581 MMm3), desde 2014 hasta la fecha no ha parado de aumentar. Los desarrollos en yacimientos no convencionales, impulsados por fuertes inversiones del sector privado y el horizonte de precios trazado por la Secretaría de Energía en el Programa de Estímulo a las Inversiones en Desarrollos de Gas proveniente de Reservorios No Convencionales (Resolución 46/2017 del ex Ministerio de Energía), permiten explicar, en buena parte, este presente esperanzador.
Hay que tener en cuenta que, de acuerdo a las cifras oficiales de la Secretaría de Energía, al día de hoy solo se encuentra en explotación el 30% de la superficie total de la denominada “ventana de gas” de Vaca Muerta. Las concesiones actualmente en vigencia cubren una superficie de 3848 km2, de un total de 13.008 km2. En rigor, Vaca Muerta es la más conocida y publicitada de las formaciones no convencionales y está asociada al shale gas, en tanto que otras como Los Molles, Lajas, Punta Rosada, Lotena, Todillo, Sierras Blancas y Mulichinco se encuentran vinculadas al tight gas. En un reciente trabajo, el geólogo Diego D. Lasalle advirtió que “aunque el shale de Vaca Muerta tiene mayores recursos y potencial de desarrollo de reservas (se entiende por reservas cuando la explotación es económica), los reservorios tight son los de mejor producción y economía”.
El regreso al mercado regional
Este fuerte impulso de la producción de gas ha tenido una serie de efectos positivos tanto en términos de nuestro autoabastecimiento energético como en la recuperación de mercados de exportación, que se habían perdido durante la última década luego del dictado de la Resolución 265/2004 de la Secretaría de Energía, que determinó la suspensión de la exportación de excedentes de gas natural considerados “útiles para el abastecimiento interno”. Esa medida fue derogada por la Resolución 104/2018, que estableció un nuevo procedimiento para la autorización de exportaciones de gas natural, en el que se incluyen distintas modalidades. Desde el dictado de esta norma, ya se han autorizado más de 50 operaciones de exportación, con volúmenes comprometidos de entre 500.000 y 3,5 millones de m3 diarios y que incluyen, entre los proveedores, a YPF, Total, Pan American Energy (PAE), Compañía General de Combustibles (CGC), Wintershall, Pluspetrol, ExxonMobil, ENAP Sipetrol e Integración Energética Argentina S.A. (IEASA, compañía estatal surgida de la fusión de ENARSA y EBISA). El destino predominante es el mercado chileno, aunque en menor proporción también se han autorizado exportaciones a Brasil y Uruguay.
En materia de infraestructura de transporte, la compañía española Naturgy (ex Gas Natural Fenosa) ha ampliado la capacidad del Gasoducto del Pacífico –que conecta la Cuenca Neuquina con la región chilena de Bío Bío–, pasando de los originales 7,5 a los actuales 12,5 MMm3 diarios. Por su parte, Tecpetrol (Grupo Techint) inauguró el año pasado su propio gasoducto de 58 km para conectar la producción de su bloque “estrella” en Vaca Muerta, Fortín de Piedra, con la red de gasoductos troncales de Transportadora de Gas del Norte (TGN) y Transportadora de Gas del Sur (TGS). Mientras tanto, el Gobierno Nacional acaba de oficializar el proyecto de pliego de licitación pública para la construcción de un nuevo gasoducto –el denominado “Sistema de Transporte de Gas del Centro”–, que permitirá llevar el gas de la Cuenca Neuquina hasta los principales centros de consumo del litoral y que constará de dos etapas: la primera de ellas, de 570 km, hasta la localidad bonaerense de Salliqueló; y la segunda, de 470 km, desde allí hasta San Nicolás.
De importadores a exportadores de GNL
La mayor producción de gas en la Cuenca Neuquina ha permitido reducir la dependencia del GNL, que desde julio de 2008 había permitido abastecer el mercado interno durante los meses invernales de mayor consumo, y ha colocado a nuestro país en el selecto grupo de exportadores de ese mismo combustible. La retirada en octubre del año pasado del buque regasificador del puerto de Bahía Blanca, luego de la finalización del contrato con la empresa belga Excelerate Energy, y la llegada a esa misma terminal portuaria de la unidad flotante de licuefacción Caribbean FLNG en febrero de este año, se han convertido en un símbolo del cambio de tendencia.
Tango FLNG, tal como fue bautizada la unidad flotante incorporada por YPF tras un acuerdo firmado con la compañía belga Exmar, se convierte así en primer proyecto flotante de exportación de GNL en América Latina y el tercero a nivel mundial. Cuenta con una capacidad de almacenamiento de 16.100 m3 de GNL y una capacidad de licuefacción de 2,5 m3 diarios de gas natural. El contrato entre YPF y Exmar tendrá una vigencia de diez años. La primera operación de exportación se concretó en junio pasado, aunque la idea es que este tipo de ventas tengan su punto fuerte durante los meses estivos, cuando el consumo interno es menor y el excedente disponible para la exportación es mayor. El objetivo de YPF es exportar, a partir de 2020, ocho cargamentos por año y generar ingresos por alrededor de 200 millones de dólares anuales.
Por el momento, permanecerá en el puerto de Escobar el restante buque regasificador de Excelerate Energy, que se instaló allí en 2011, y seguirá abasteciendo el mercado interno en los picos invernales, hasta tanto el país cuenta con la infraestructura de transporte para abastecer los grandes centros de consumo en períodos de alta demanda de gas. Tal como señalaron desde YPF, “Argentina comienza a transitar un camino virtuoso en donde se observan los beneficios de las inversiones en gas de los últimos años y da impulso a proyectos futuros, destacándose que probablemente el GNL producido (por la nueva unidad flotante) se transporte a la terminal de regasificación de Escobar y sea utilizado para sustituir importaciones de dicho producto durante períodos de mayor demanda”.
Desafíos para una mayor competitividad
En septiembre del año pasado, con un optimismo tal vez desmedido, el entonces secretario de Energía, Javier Iguacel, aseguró que en un plazo de diez años las exportaciones energéticas argentinas podrían incluso superar a las del campo. Para ello, se necesita –tal como señalaba Eduardo Abriata, del IAPG, en la conferencia antes mencionada– “alcanzar la masa crítica para desarrollar en condiciones competitivas el gas no convencional”. Entre ellas, este experto enumeraba: la disponibilidad de equipos de perforación y fractura; mejor infraestructura de caminos provincial y nacional; nuevos gasoductos y ampliación de la capacidad de transporte de gas; y una estructura adecuada de precios e impuestos, que permita competir en costos y rentabilidad a nivel regional. De contar además con el acompañamiento de unas políticas públicas previsibles y reglas de juego estables, el escenario de un país autoabastecido y con posibilidades de proyectarse nuevamente como un actor de peso en el mercado energético regional e internacional dejará de ser una simple conjetura para convertirse en una realidad palpable.
