El desarrollo de Vaca Muerta atraviesa para los actores del sector un año clave para su despegue definitivo, con proyectos de inversión millonarios en upstream y midstream que tienen casi en su totalidad destino de exportación para la producción creciente de gas y petróleo. Pero el desafío es poder llevar adelante esas inversiones a pesar del llamado costo argentino, un mal estructural de competitividad que se incrementa en tiempos de tipo de cambio atrasado.

Este planteo fue el que se escuchó en el CeraWeek que se desarrolla en Houston, Estados Unidos, el principal encuentro de la industria petrolera global, en donde Vaca Muerta forma parte de la agenda de las principales compañías operadoras. Entre anuncios de inversión y de salidas del mayor play no convencional fuera de los Estados Unidos, el costo argentino fue un tema de discusión.

En el CeraWeek, tras seguir en público y privado los comentarios de los principales directivos de empresas con intereses en el país como Chevrón, Shell, Total o Harbour Energy, el secretario coordinador de Energía y Minería, Daniel González, reconoció implícitamente los problemas de competitividad que las petroleras perciben en Vaca Muerta.

En ese sentido explicó que si bien la competitividad del shale oil se encuentra por características geológicas a la par o incluso por encima de los desarrollos del no convencional del Permiam, la cuna del shale global, hay costos locales generados incluso por servicios de empresas extranjeras que encarecen las operaciones y, en consecuencia, la producción y el barril de crudo que se logra exportar.

Como ejemplo citó las tarifas de las compañías de servicios que estimó al menos un 50% más caras que en otras latitudes (Estados Unidos, en particular), un tema vinculado a la baja disponibilidad de equipos de perforación y fractura que conforman el corazón en la construcción de un pozo de Vaca Muerta, un tema que es un cuello de botella a la vista para el crecimiento de la formación.

Los costos y el dólar afectan a Vaca Muerta

Luciano Fucello, Country Manager en NCS Multistage, explicó a iProfesional que el año pasado el dólar con el crawling peg aumentó en torno al 20% mientras que las paritarias llegaron a un 65% de aumento promedio, con lo cual «el costo laboral argentino en dólares aumentó de forma alarmante y de una manera difícil de explicar a inversores o empresas extranjeras».

Al mismo tiempo, el petróleo como un commodity sujeto a variaciones de precios internacionales hoy registra un precio por debajo de los 70 dólares el barril lo que está achicando los márgenes de rentabilidad para las compañías, algo que se nota más complejo en el mercado del gas cuyo precio local está muy deprimido y hasta tanto no haya una salida vía GNL no va a tener muchos cambios.

En ese combo de costos, Fucello también detalló el funcionamiento del segmento de servicios: «En Estados Unidos con libre mercado hay miles de empresas compitiendo, y cuando se cae un cliente de inmediato surge otro. En la Argentina hay pocos compradores porque casi el 60% del movimiento de hidrocarburos lo maneja YPF, y el resto se reparte mayormente entre dos o tres grandes jugadores», lo que hace que la presión sobre los márgenes sea brutal y dificulte el surgimiento de nuevas empresas para ampliar la competencia.

Pero además del efecto oferta-demanda de un insumo o equipo, cuando el dólar está barato, es decir cuando la moneda local se aprecia en términos reales, Argentina está más cara en dólares. Esto implica que es más complicado competir con el mundo en productos que se pueden exportar e importar, y este escenario ya cíclico para los industriales locales preserva una lógica que no terminan de asimilar los inversores extranjeros.

En ese sentido, un reciente análisis de la Fundación Mediterránea destacó que las actividades que están más complicadas debido a altos costos en dólares son en primera instancia aquellas que están volcadas a la exportación, aunque este no es el único factor relevante. «La composición de las exportaciones, la estructura productiva, los costos laborales, la infraestructura y las políticas públicas también influyen en la competitividad», explicó el informe.

Entre las patagónicas se destaca el caso de Neuquén donde, «con la ventaja de Vaca Muerta, sus altos rendimientos en la extracción petrolera permiten compensar, al menos en parte, los mayores costos en dólares», además de los proyectos vinculados que contarían con los beneficios impositivos que brinda el Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones (RIGI).

Un barril internacional por encima de los 70 dólares como viene ocurriendo cómodamente en los últimos dos años, deja un margen importante en una formación donde el costo de equilibrio de un pozo se ubica en los 40 dólares, explican desde una de las compañías locales que solo piensa en aprovechar el acreaje que pongan en venta las petroleras internacionales.

Cómo crecer y ser competitivos

Pero el desafío del crecimiento fue advertido recientemente por la Cámara de Servicios Petroleros, conocida en el sector por su vieja sigla de Ceope, al advertir que para el caso de Servicios Especiales y Torre, que conforman el primer anillo en la cadena de producción, «será necesario una mayor oferta de equipos que hoy no están disponibles en el país, en la escala y la tecnología necesaria a fin de continuar con las mejoras en la productividad y eficiencia».

«Será clave -aseguraron- que esas empresas obtengan el capital adicional a un costo competitivo para aumentar dicha oferta siempre que las condiciones para atraer dicho capital al país también lo sean. Esto se debe a que por ejemplo, las empresas internacionales, que son mayoritarias en la oferta actual de servicios de perforación y de fractura, compiten por dicho capital con otras geografías del mundo».

La cámara está integrada por 33 empresas que tienen a su cargo todas las operaciones en el terreno tales como gigantes globales como Schlumberger, Baker Hughes, Halliburton, Weatherford, Calfrac, u otras de origen local como Pecom, San Antonio o Tenaris, las que prestan sus servicios a todas las operadoras del ecosistema hidrocarburífero.

La salida al laberinto de los costos, en tanto, se vislumbra en dos alternativas planteadas por la Fundación Mediterránea: «Una solución viene por el lado de una mayor productividad, que podría lograrse con más inversiones, y esto es viable en una economía más previsible», dada la menor inflación y con mayor financiamiento al destinarse menos fondos al gobierno.

Por otro lado, está el rol de los gobiernos en reducir costos «no salariales», principalmente, impuestos para lo cual «deberán previamente bajar el gasto público, que es un proceso lento, trámites, y regulaciones, entre otros».

La formación de hidrocarburos de Vaca Muerta le permite a la Argentina disponer de la segunda reserva no convencional de gas natural y la cuarta de petróleo del mundo, un recurso cuya monetización puede transformar la macroeconomía del país, resolver el problema de la balanza de divisas, fortalecer un sector de empleos calificados y salarios altos, y -algo no menor- hacer más competitiva al resto de las industrias.

En el sector hay un consenso importante en que el desarrollo masivo de la Cuenca Neuquina permite proyectar un potencial de  exportación  de unos u$s15.000 millones de gas al año y otros u$s15.000 millones de petróleo hacia 2030 y un poco más allá, al menos durante la ventana que otorgue la transición energética a la que financiará con parte de esos ingresos.

Lo que arrojó el 2024 ayuda a comprender las expectativas sobre una actividad que alcanzó más de u$s5.600 millones de superávit de la balanza comercial energética, lograda a partir de una fuerte caída de las importaciones por el mejor abastecimiento de producción local de gas, y un alza sostenida de las exportaciones de crudo en torno al 20% interanual, en un contexto global de precios muy atractivos en torno a los u$s75 el barril.

Tan solo un año antes, el saldo de 2023 había resultado neutro luego de un ciclo de al menos una década de déficit por las necesidades de importación, y tras esta reversión del rojo de la balanza se anticipa que el sector podrá alcanzar los u$s8000 millones de superávit en este 2025 que empieza a ratificar esa proyección ascendente hacia finales de la década.

Esa capacidad exportadora responde a la creciente producción que está ofreciendo el no convencional, de la mano de una decena de petroleras operadoras nacionales y del exterior, que invirtieron el año pasado casi u$s9.000 millones en Vaca Muerta. Así, la producción de petróleo superó los 760.000 barriles diarios en el último mes del año, mientras que en agosto se alcanzaron más de 153 millones de metros cúbicos de gas al día.

En ambos casos, resultó clave el impacto que tuvieron la puesta en marcha de las primeras obras de infraestructura en oleoductos, gasoductos y plantas de tratamiento, que permitieron incrementar los saldos exportables de ambos hidrocarburos. Pero el desarrollo masivo de una formación inédita requiere mucho más y escalar en inversiones hasta, al menos, los u$s20.000 millones al año.

Vaca Muerta: las empresas que impulsan las mayores inversiones

Para 2025, se estima desde Neuquén que las empresas desembolsarán al menos unos u$s10.000 millones, una cifra récord para la formación, que tiene a YPF a la cabeza de ese desarrollo con más de u$s4.000 millones comprometidos solo en el upstream, es decir en la exploración y producción, a lo que habrá que sumar las obligaciones de proyectos extraordinarios de infraestructura que serán la base del crecimiento del sector de los próximos años.

En particular, se destaca el proyecto del Oleoducto Vaca Muerta Sur con el que YPF a la cabeza de un consorcio de petroleras busca incrementar la capacidad exportadora con una mega terminal en las costas de Río Negro, o la más compleja obra de la megafactoria de Gas Natural Licuado que permitirá abastecer la demanda futura de los principales mercados.

Los principales productores de shale oil

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Pero además de la empresa de mayoría accionaria estatal, las petroleras privadas siguen un ritmo ascendente de inversión. Tal es el caso de Vista, la compañía de Miguel Galuccio consolidada como la segunda productora de shale oil y la tercera de crudo del país, que prevé alcanzar un capex de u$s1.200 millones a lo largo del año.

Lo propio harán la angloholandesa Shell que volverá a invertir unos u$s500 millones para sostener e incrementar su participación en petróleo; o la local Tecpetrol -del Grupo Techint- que luego de la emblemática área gasífera de Fortín de Piedra, decidió para este año encarar la ventana del crudo en el bloque Los Toldos II con una inversión de u$s2.000 millones por los próximos 18 meses.

Un recorrido similar se espera para Pampa Energía, del empresario Marcelo Mindlin, que luego de focalizarse en el abastecimiento de la demanda del Plan Gas decidió volcarse al petróleo con el desarrollo de su bloque estrella Rincón de Aranda, en el que acaba de anunciar una inversión de u$s1.500 millones hasta 2027.

Pluspetrol también decidió por Vaca Muerta y luego de una resonante operación de compra de los activos de la estadounidense ExxonMobil por unos u$s1.700 millones, este año pasará a invertir unos u$s650 millones para incrementar de manera exponencial durante los próximos tres años la producción de gas en el área La Calera, y de petróleo en Bajo del Choique.

Así, el resto de las petroleras realiza un recorrido similar tal el caso del gigante local Pan American Energy, la francesa TotalEnergies, la malaya Petronas, la noruega Equinor, o la estadounidense Chevrón que fue la socia inicial de YPF para el desarrollo del área fundacional de Loma Campana, hacia 2013.

Exportaciones de gas y petróleo serán el nuevo campo

Los cinco principales productores de shale gas

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Desde entonces, a pesar de la pandemia, el cepo, la inflación, trabas para importar, falta de financiamiento y todo lo que implica el riesgo Argentina, la industria fue capaz de incorporar tecnología e ingeniería de punta, de aumentar la productividad y de bajar costos a un nivel comparable con los mejores bloques del no convencional de los Estados Unidos, la cuna del shale.

Todo eso llevó a revertir la curva de declino de hidrocarburos que caracterizó los primeros quince años del siglo y que este año o a lo sumo a fines del próximo permitiría romper el récord de los 850.000 barriles de crudo diarios que se lograron en 1998, habilitando aún más la disponibilidad de exportaciones en firme de gas y petróleo.

Es que con la demanda interna satisfecha, cada barril adicional que se produce tiene como destino el mercado externo y, hacia allí, la Cuenca Neuquina proyecta para este año exportar hasta el 45% de su producción de un total por encima de los 500.000 barriles, lo que pondrá a la industria a las puertas de otro récord histórico.

Pero la generosidad del recurso y la productividad que ofrece Vaca Muerta debería haber tenido en el país una aceleración mayor a la que se dio. En la industria se cita que en Estados Unidos, en un tiempo menor al que está llevando en la Argentina, pasó de ser el primer importador de gas y petróleo del mundo a ser el primer productor mundial de gas y de petróleo.

Vaca Muerta, después de doce años de su primer desarrollo, debería estar produciendo entre 250 y 300 MMm3/d de gas y 1 a 1,5 millones de barriles por día de petróleo, metas que pueden preverse entre los últimos años de la década y comienzos de la próxima, un dato que refleja la demora en el desarrollo intensivo de los recursos y en consecuencia de su impacto aún mayor en la economía.

Vaca Muerta se prepara para romper un nuevo récord de producción

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Técnicamente, se asegura que la formación neuquina puede llegar a admitir una perforación constante de unos 1000 pozos por año -prácticamente lo mismo de lo realizado en los últimos diez años-, lo que demandaría inversiones por encima de los u$s 20.000 millones al año, y varios miles más teniendo en cuenta las necesidades de facilities e infraestructura.

Es que para el esperado desarrollo masivo no solo habrá que perforar pozos, sino que habrá que multiplicar los proveedores y compañías de servicios, ganar en eficiencia y competitividad para ganar nuevos mercados a los cuales exportar esos recursos, y además contar con recursos humanos calificados para la diversidad de tareas en el campo que hoy resultan escasos.

Con todas esas tareas por delante, la Argentina será un país petrolero, con resultados muy superiores a los conseguidos luego de la desregulación en los 90, una época en que la industria privada duplicó las redes de transporte y distribución de gas, llegó a records aún no superados, y amplió y generó la infraestructura de transporte y exportación de crudo.

El Banco Central de la República Argentina (BCRA) aplicó a fines de enero una baja en la tasa de referencia, que redujo la rentabilidad de los plazos fijos del 32% al 29% nominal anual (TNA), por lo que las tasas de interés en los bancos rondan ese valor en la actualidad, e incluso en la mayoría está por debajo.

El plazo fijo es una de las herramientas para los ahorristas que eligen este tipo de instrumentos como un mecanismo para mantener el rendimiento de su dinero depositado en el banco.

Sin embargo, con la baja tasa de referencia, suele no ser el más conveniente para pequeños ahorristas, quienes finalmente deciden buscar alternativas para proteger su capital. 

A continuación, te mostramos una forma de inversión segura que podés utilizar para obtener una ganancia mejor al plazo fijo.

Paso a paso, cómo invertir tus ahorros de manera segura y no perder en el intento

La creadora de contenido y especialista en finanzas Camila Ibarbalz compartió a través de su cuenta de Instagram @ahorrandoconcami una forma de inversión a corto plazo segura para los pequeños ahorristas que están buscando opciones alternativas.

«En este video te voy a mostrar qué podés hacer con los pesos que ahorrás y dónde podés invertir. Y tranquilos que si están perdidos y no entienden nada, todo va a ir paso a paso desde cero», arranca diciendo Camila.

En este video, muestra una forma de inversión a corto plazo. En este caso, se trata de LECAPs: «Te voy a enseñar a invertir en LECAPs y cuánto podés ganar con eso», señala. 

En primer lugar, explica que «las LECAPs son Letras de capitalización. Es una inversión que paga un interés fijo, o sea que de antemano sabés cuánto te va a pagar. Un dato muy importante es que tiene una fecha de vencimiento. Vos vas a invertir hasta esa fecha y, cuando vence, te devuelven lo que pusiste más los intereses».

A continuación, están las 4 LECAPs que recomienda para comenzar a invertir en corto plazo:

• 1.S16A5, es una LECAP a un mes que va a pagar un 2,61% de tasa efectiva mensual.
• 2.S16Y5, es una LECAP a dos meses que rinde 2,60% de tasa efectiva mensual.
• 3.S18J5, es una LECAP a tres meses que rinde 2,58% de tasa efectiva mensual.
• 4.SJ305, es una LECAP a cuatro meses, que rinde 2,58%de tasa efectiva mensual.

«Lo que hacemos todos los meses es compararlo con la inflación y fijarnos si fue una cobertura, o no», explica.

Para saber cómo se invierte, indica: «Entrás a tu cuenta comitente, que puede ser en cualquier ALyC (Agente de Liquidación y Compensación), que esté regulada por la Comisión Nacional de Valores, como Balanz, InvertirOnline, Bullmarket, entre otras. Y van a poner Mercado/Letras. Ahí van a buscar con la indicación de los nombres que les di anteriormente. Ponen la plata allí y te olvidás hasta que vence que te van a devolver todo junto con los intereses».

Inflación: qué se prevé para los próximos meses

En cuanto a las proyecciones de inflación difundidas por el REM para todo el 2025, se detalla una tendencia a la baja a partir de abril. 

«Quienes mejor pronosticaron esa variable en el pasado (Top 10) esperaban una inflación de 2,3% mensual para febrero, una suba de 0,4 punto porcentual respecto al REM previo», advierte el BCRA.

«Para los meses siguientes se esperan senderos descendentes de inflación mensual, tanto para el IPC nivel general como para el componente núcleo», aclara el BCRA.

En concreto, los pronóstico de los economistas proyectan una inflación de 2,2% para el actual marzo, y en abril bajaría a 1,9%.% de 

Más allá de esos períodos, se espera tanto para mayo como para junio que viene un incremento de precios al consumidor de 1,7% respectivamente en cada mes.

Entre junio y agosto, se prevé cierta estabilización en lo que hace a las colocaciones en pesos, pues el plazo fijo UVA perdería algo de fuerza, cerrando el trimestre con una suba del 5,0%, en tanto que el tradicional tendría un rendimiento del 6,5%.

En lo que hace al dólar oficial y al blue con una brecha del 15%, treparían un 3,0%. En cambio, si la brecha fuera del 17% avanzaría el 3,5%. En cambio, si trepara al 17%, ganaría un 3,5% y si subiera un 20%, rozaría el 5 por ciento.