Las provincias que están atravesadas por el petróleo y gas, y no son Neuquén, se debaten cómo reactivar su economía cuando todos los ojos están puestos en otro lugar.
Hace tiempo ya que Vaca Muerta se lleva gran parte de las miradas cuando se piensa en los hidrocarburos nacionales. Sin embargo, otras cosas suceden a lo largo y ancho del territorio, como efectos colaterales de la gran transformación estructural que está viviendo el país.
La vecinita tiene un pozo
Pese a que la tan famosa formación rocosa no distinga los límites jurisdiccionales trazados para separar a las provincias de Neuquén, Rio Negro y Mendoza, la mayor parte de la actividad hidrocarburífera ocurre en la primera de ellas y representa el 66% de todo el petróleo extraído en el país. Río Negro, a pesar de que avanza lentamente, produce nada más que el 2% del petróleo y aún menos del gas nacional.
Sin embargo, esta situación no impide que la provincia se lleve algunas miradas. En particular, como gran parte de las inversiones actuales están destinadas a la exportación de petróleo y de gas natural licuado (GNL), Río Negro tiene la puerta de salida de esas potenciales divisas por medio del Golfo San Matías y Punta Colorada.
Según los datos relevados por el grupo de investigación en Desarrollo e internacionalización productiva (DESIP-IIEP) de la Facultad de Ciencias Económicas de la UBA, Río Negro participa en siete proyectos RIGI, cuatro de ellos con otras provincias, que representan el 38,4% de los 185 mil millones de dólares anunciados (tanto aprobados como en evaluación) por parte de este régimen para todo el país.
Seis de estos proyectos pertenecen a la cadena hidrocarburífera, y en particular son de transporte o exportación, marcando de esta manera el carácter de territorio de transición y no tan productivo en los términos convencionales. El problema de esto es que los puestos de trabajo que se van a generar en la provincia por el RIGI están principalmente ligados a la construcción y la ingeniería de los proyectos, pero una vez acabada esta etapa van a requerir menos trabajos, vinculados al mantenimiento y la operación de algunas partes. Distinto es el caso de Neuquén, donde las inversiones requieren trabajos directos de extracción, que van a tener una mayor duración.
Esta condición intermedia entre la extracción y la salida final de exportación plantea a Río Negro un escenario particular. Se encuentra muy atravesada por la dinámica petrolera, pero no va a recibir una parte relevante de la torta: las regalías.
Tan solo en julio, Neuquén recibió 374 mil millones de pesos en concepto de regalías de petróleo y gas, número que con los años probablemente va a crecer por la evolución de los proyectos. Esto se explica porque las regalías, monto extra al pago de impuestos coparticipables, están dirigidas a la provincia de origen del mineral, por lo que la gran beneficiada en términos fiscales por el aumento de la producción hidrocarburífera es Neuquén.
Del otro lado de la frontera provincial, Río Negro quedó en una situación un tanto particular. Los proyectos de Vaca Muerta en la provincia no terminan de arrancar, los viejos pozos petroleros de la zona de Catriel sufrieron una reducción del monto de regalías que pagan, para que sigan operando y no se abandonen, pero por la provincia pasan los ductos y los proyectos necesarios para que Argentina se convierta en una potencia petrolera y gasífera a nivel internacional.
En ese marco, el gobernador de Río Negro, Alberto Weretilneck, planteó a principio del año pasado la intención de cobrar una especie de regalía del 1% del valor exportado en su territorio. Si bien parece poco, los cálculos de la provincia equivalen a un aproximado de 45 millones de dólares anuales en las primeras etapas, luego de 2028 serían aproximadamente 140 millones.
En el caso del proyecto VMOS, unos meses después de ese tironeo, se logró el compromiso de que las firmas paguen mil millones de dólares en 13 años a la provincia. En gran medida, este plus que va a recibir la provincia, que no podría haberse dado en el marco del RIGI, que garantiza estabilidad fiscal, ocurre por la posibilidad de Río Negro de no autorizar los proyectos en sus mares. Por lo que, probablemente, es una discusión que se vuelva a tener más adelante con próximos proyectos similares.
Ahora bien, ser vecino de la gallina de los huevos de oro trae sus complicaciones. El aprovechamiento por parte de Río Negro de la cercanía a Neuquén para discutir las regalías, también implica que por la provincia circulen una gran cantidad de camiones. Para explotar Vaca Muerta se requieren una gran cantidad de productos provenientes de todo el país e importados. Uno de estos productos, de los más importantes, es la arena silícea, que sirve para realizar las fracturas de la roca que contiene los hidrocarburos.
Esa arena proviene, en la actualidad, principalmente de Entre Ríos y como no existe un tren que haga el recorrido, viaja en camiones diariamente. Las rutas, cada vez con menos mantenimiento producto de la subejecución de las obras y la reasignación de los fondos para ahorro por parte del Gobierno nacional. Las rutas sufren un rápido deterioro por las cargas pesadas y el intenso tráfico –para el que inicialmente no estaban pensadas–, por lo que se gestó una fuerte discusión interjurisdiccional sobre su mantenimiento y operación.
En particular, las rutas nacionales 22 y 151 que atraviesan parte de la provincia quedaron en el eje de la disputa y recientemente se firmó un acuerdo entre la Nación y la provincia para el traspaso de su operatoria, lo que habilita el cobro de peajes para su sostenimiento.
De igual manera, hay un proyecto de la provincia de crear la Ruta de las Arenas, un corredor únicamente destinado al tránsito pesado que conecte General Roca con Añelo. Es decir, en ambos casos se trata de una discusión de fondo en torno a las necesidades territoriales para abordar la logística de los nuevos sectores productivos y la discusión central es quién paga por eso que se usa y cómo se cobra desde otros territorios.
El imperio antiguo
Mientras en el norte de la Patagonia la discusión pasa por cómo repartir lo que llega, mil kilómetros más al sur el problema es cómo administrar lo que se va. La Cuenca del Golfo San Jorge (CGSJ) produce petróleo desde 1907, fue la cuna de YPF y durante buena parte del siglo XX fue la punta de lanza en los intentos de obtener el tan preciado autoabastecimiento energético. Hoy esa misma transformación estructural que hace crecer a Neuquén le pasa por encima a Comodoro Rivadavia y Caleta Olivia –las dos ciudades insignia del Golfo–, con una caída del 20% en la producción de petróleo y del 33% en la de gas entre 2017 y 2025.
No se trata de una cuestión de buenos y malos, sino más bien de escasez. Ante recursos finitos, tanto de capital como de gente, las operadoras fueron reasignando lo que tenían hacia donde el retorno de la inversión fuera mayor. En la CGSJ, después de un siglo largo de explotación, los yacimientos que quedan son maduros, por lo que extraer petróleo ya no es tan fácil como era antes.
Si bien quedan aproximadamente el 70% de los recursos originales, las técnicas para extraerlo cuestan entre 28 y 35 dólares, mientras que en el no convencional neuquino ese número se encuentra en torno a los 10 dólares, aunque este es un número que no está exento de controversias. Adolfo Storni, CEO de Capsa Capex, contó hace unos días que un pozo que hace pocos años se hacía con 500 mil dólares hoy sale USD 1.200.000, dado el proceso de inflación en dólares que viene sufriendo la economía argentina.
Con esos números, la perforación se derrumbó de 680 pozos anuales en 2015 a 187 el año pasado, por lo que la preocupación principal de las operadoras que quedan es cómo comenzar a reducir el alto costo de los yacimientos aún en pie.
El problema es que ese ajuste se hace sobre un entramado de más de un siglo de madurez. YPF dejó sus áreas convencionales en Chubut y Santa Cruz, Halliburton y SLB, ambas empresas encargadas de perforaciones y servicios petroleros, se llevaron sus equipos a Vaca Muerta. Según lo relevado por el periodista Raúl Figueroa en ADNSur la semana pasada, las pymes que quedaron renegociaron contratos con bajas del orden del 25%, algunas se achicaron hasta un contrato residual y otras se mudaron a Neuquén, donde tampoco es sencillo entrar.
En el medio aparecieron jugadores nuevos, más chicos y locales, que aprovecharon el hueco para pasar de prestadoras a operadoras. Para colocar un área como Restinga Alí, que produce 330 barriles diarios, la provincia tuvo que bajar las regalías al 5%, lo que puede significar un sostenimiento de parte de los puestos de trabajo, pero también una disminución de las arcas estatales –aunque sin producción tampoco habría regalías, por lo que no hay cálculo obvio–. Las regalías explican el 17,4% de los ingresos de Chubut y el 13,8% de los de Santa Cruz, y en los últimos años perdieron 19% y 30% de su valor real, por lo que el efecto se siente también en las posibilidades de los gobiernos provinciales y municipales de llevar adelante una estrategia de remediación.
En ese marco asoman algunos proyectos nuevos, bastante más chicos y mucho más lentos. A 90 kilómetros de Comodoro, la empresa Powerhaus puso a consulta el estudio de impacto ambiental del proyecto Malbec, una exploración de uranio de entre 3 y 4 millones de dólares que apunta a la recuperación in situ, que esquiva la prohibición provincial de la minería a cielo abierto. Si todo sale bien, recién en cinco o diez años se sabrá si hay algo explotable, pero incluso de ser exitosa la escala es relativamente pequeña. Del otro lado de la provincia, el diputado Juan Pablo Luque impulsa la recategorización de las arenas silíceas de Dolavon para venderlas como arenas de fractura, con el argumento de que están a 900 kilómetros de Neuquén mientras las entrerrianas se hacen 1.200 en camión.
Mi Buenos Aires querido
Las patas de la vaca (muerta) son más largas de las que, a veces, uno se imagina. El crecimiento de la producción hidrocarburífera tiene un claro correlato positivo en cuanto a la generación de divisas, que nos permite relajar un poco la famosa restricción externa. O al menos podrá relajar la restricción externa si algún día la industria vuelve a crecer.
Pero, además de eso, el ministro de Economía de la provincia de Buenos Aires, Pablo López, hizo unos tweets sobre el crecimiento de las actividades industriales en su provincia. En particular, lo que muestra –uno de los gráficos a continuación– es que las actividades de mayor crecimiento en el último año y de las pocas que aumentaron su producción desde 2023 hasta ahora fueron la de productos químicos y la refinación de petróleo, vinculadas a la energía y al agro.
Además de la inversión que Pampa Energía suscribió mediante el RIGI –mencionada en Cenital–, destinada a la producción de fertilizante, Argentina ya tiene una planta de urea en Bahía Blanca perteneciente a Profertil dentro del polo petroquímico de la ciudad. Allí se produce también PVC, combustibles, polietileno, entre otros productos derivados del petróleo y estuvo en el eje de las discusiones hasta el año pasado, en torno a los anuncios de inversión vinculados al GNL.
Pero, además de Bahía, como puerta de entrada industrial de los hidrocarburos, Buenos Aires también cuenta con las principales refinerías del país. Dejando de lado la de Luján de Cuyo, que es la segunda en relevancia a nivel nacional, PBA tiene la principal de YPF en Ensenada, la de Dock Sud de Shell (Raizen), Axion Energy de Pan American Energy en Campana y Puma Energy en Bahía Blanca. Es decir, la mayor parte de las grandes refinerías del país se concentran ahí. En ellas se produce gran parte de la nafta y el gasoil, así como también lubricantes y otros productos que requieren autos y maquinarias pesadas en el día a día.
Ahora bien, la pregunta es por qué crece. Más allá de que haya más petróleo en el país, el precio de los combustibles está relativamente caro tanto en términos históricos –con muchas épocas de controles de precio y fijación de valores máximos– como con respecto a otros países como Brasil. Entre los elementos que explican el crecimiento se encuentran la recuperación de las paradas técnicas realizadas por Axion y por la refinería de La Plata en 2025 por un lado, y por un proceso de sustitución de importaciones, gracias al excedente generado por Vaca Muerta. Tanto es así que debemos irnos hasta 2009 para encontrar un año de menor importación de combustibles, más allá del pandémico 2020.
Sin embargo, el uso de la capacidad instalada para refinación de petróleo se encuentra en valores cercanos a los máximos (89% y el año pasado llegó al 91%), por lo que el proceso de reducción de importaciones, probablemente se encuentre con un límite físico para seguir expandiéndose. Eso nos lleva, nuevamente, a discutir la necesidad de pensar en estrategias de agregación de valor, más allá de la extracción y exportación del hidrocarburo.
Por Nicolás Sidicaro-Cenital