Vaca Muerta cuenta con algunos desafíos para poder igualar la posición histórica del agro como gran proveedor de divisas. Empresas del sector energético se muestran optimistas respecto a las inversiones en infraestructura, sobre todo relacionadas al gas, que hoy hacen falta y son necesarias para dar un salto en las exportaciones de energía, con un Estado cada vez más en retirada. El Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI) apareció como una gran ventana de oportunidad, en donde sólo se aprobaron dos proyectos y otros nueve están a la espera del visto bueno dentro de este régimen.
Durante los primeros meses de este 2025, el sector energético sostuvo a flote el superávit comercial frente al incremento de las importaciones. La balanza comercial energética acumuló un saldo positivo trimestral a marzo por unos USD 1.872 millones. Incluso, algunos especialistas sostuvieron que este año, por primera vez, la energía aportaría más divisas que el agro. En ese sentido, hace unas semanas, en una conferencia en Houston, el subsecretario de Combustibles Líquidos, Federico Veller, estimó una balanza energética de USD 8.000 millones en 2025, frente a los USD 5.700 millones del año pasado, en el marco del RIGI, según informó Reuters.
Ahora bien, a pesar de los saldos exportables, la infraestructura de transporte en lo que respecta a gas se encuentra saturada en invierno para el abastecimiento del mercado interno, con gas proveniente de las distintas cuencas productoras del país, según señalaron fuentes del rubro. También advirtieron que podría hacerse necesaria la importación de energéticos para asegurar el suministro.
“Si se quisiera abordar el suministro a los mercados de exportación sobre base firme, es decir durante todo el año, es necesario ejecutar obras de ampliación de los sistemas existentes y/o nuevos gasoductos dependiendo del volumen a abastecer. En caso de nuevos gasoductos es necesario sumar escala para que el precio resulte competitivo”, comentaron a PERFIL desde una de las empresas del sector. Y agregaron: “Estos emprendimientos pueden ser ejecutados por empresas privadas, resultando fundamental contar con un mercado consumidor dispuesto a celebrar contratos de largo plazo que aseguren el recupero de inversiones de magnitud”.
En abril comenzaron las primeras exportaciones de gas hacia Brasil provenientes de la Cuenca Neuquina por las productoras TotalEnergies, Pluspetrol y Tecpetrol, que utilizaron el sistema de gasoductos con capacidad ociosa de Bolivia. De hecho, hasta la semana pasada, todavía había exportaciones a Brasil y Chile, según pudo saber este medio. “En Argentina hay compañías de transporte, productores, que no van a tener ninguna duda en hacer la inversión en la medida en que la demanda esté asegurada. Hoy no hemos visto esa demanda en firme de Brasil”, sostuvo Daniel González, secretario de Coordinación de Energía y Minería, en la Expo EFI llevada a cabo hace unas semanas.
Llega el segundo barco de licuefacción a Río Negro para el proyecto de GNL
Y agregó el funcionario en el evento: “Hay voluntad política para avanzar en las exportaciones de gas desde la Argentina, pero lo que se necesita es una demanda en firme de Brasil. El país necesita de 10 a 15 millones de metros cúbicos de demanda diarios (MMm3/día) en firme a largo plazo todo el año, tal que justifique la inversión en infraestructura nueva o en una expansión sustancial de la infraestructura existente. Sin esa demanda en firme, lo que se va a seguir viendo es esto que se dio ahora, volúmenes interrumpibles, pequeños, que van a ir creciendo”.
Pero en caso de conseguir esa demanda a futuro, la infraestructura hoy no es la suficiente para poder aumentar la exportación de gas hacia los países vecinos. En ese sentido, Leandro Pérez Castaño, Manager-Finance & Corporate Information de Transportadora Gas del Sur (TGS), expresó hace unos días en un evento realizado por la calificadora de riesgo Moody 's que “hoy la infraestructura en gas es para abastecer el consumo interno". "Para exportar hay que invertir en infraestructura y hacer gasoductos dedicados para esos proyectos”, aclaró.
En ese sentido, otra de las compañías del sector subrayó a PERFIL que “para el invierno se necesita importar muy poco en algunas semanas de consumo pico". "Para evitar esto último y para aumentar la exportación hay que hacer infraestructura para poder evacuar más gas de Neuquén (gasoducto nuevo de Tratayen a La Carlota) y algo para que llegue ese gas a Brasil, vía Bolivia o vía Uruguay. Para Chile ya está la infraestructura”, detalló.
“También, para exportar a gran escala hace falta gasoductos desde Neuquén al Atlántico, Río Negro, para exportar el gas al resto del mundo por barcos en formato gas natural licuado (GNL). Para eso también se están construyendo y contratando barcos para licuar ese gas. Son todos proyectos que están hacciendo y avanzando los privados y que entran en el RIGI. El Estado no los va a hacer”, agregaron las mismas fuentes a este medio.
Cabe recordar que Southern Energy -asociación conformada por las petroleras YPF, Pan American Energy, Pampa Energía y Harbour Energy- firmó un acuerdo con Golar para traer dos barcos de licuefacción de gas natural en 2027 a la costa de Río Negro para exportar GNL. “Con los dos barcos en producción Argentina estará exportando USD 2.500 millones por año por los próximos veinte años. Esto implicará la construcción de un nuevo gasoducto dedicado para abastecer dos buques de licuefacción en la costa rionegrina. La primera etapa de la inversión ya tiene la aprobación del RIGI”, señaló al respecto el ministro de Economía, Luis Caputo.
En ese sentido, pese a que el RIGI es un régimen para industrias estratégicas y establece beneficios fiscales, cambiarios y aduaneros y estabilidad jurídica por treinta años, aún no se han efectivizado inversiones a poco más de ocho meses de su sanción. El plazo de adhesión contempla una vigencia hasta agosto de 2026 y con posibilidad de una prórroga por única vez hasta un año. De acuerdo a datos oficiales que consignó Bloomberg Línea, hasta el momento se inscribieron 11 proyectos de inversión, de los que fueron aprobados dos y los nueve restantes quedaron en proceso de evaluación.
“Posiblemente el hecho que no se haya levantado del todo el cepo, para girar utilidades se permitirán el año que viene para el balance de este año, sea una razón por lo cual no despegan aún más la inversiones”, remarcó a este medio en estricto off the record una fuente que conoce a varios jugadores del rubro. A su vez, señaló que las inversiones que más se requieren son las que más volumen de financiamiento requieren. La plomería, los caños para la construcción de gasoductos y viaductos, es una de las partes más caras de los proyectos, que rondan valores superiores a los USD 1.000/ 1.500 millones, y para las cuales las empresas energéticas suelen asociarse para esas inversiones o bien salen a buscar financiamiento vía el mercado de capitales.
Hay que señalar que dentro del RIGI se discriminar dos tipos de categorías, las inversiones cuyo ingreso son a partir de los USD 200 millones, y requieren un desembolso inicial del 50%; y aquellas inversiones consideras Proyectos de Exportaciones Estratégica de Largo Plazo y requiere superar un umbral de los USD 2.000 millones y se exigen al inicio el 20% de la inversión comprometida.
GM-AM CP
