Con Vaca Muerta, los proyectos de GNL, el almacenamiento de energía y el desarrollo de nueva infraestructura como los principales ejes de inversión, el mercado energético atraviesa una fuerte etapa de expansión.
En este contexto, Gustavo Araujo, Research de Criteria analizó para Shale 24 las condiciones necesarias para sostener la competitividad de los grandes proyectos, el impacto que tendrán las nuevas obras sobre las exportaciones y las variables que comienzan a modificar la perspectiva de largo plazo para el sector.
Periodista: ¿Cuál es el breakeven o las condiciones de mercado que Criteria ve necesarias para que los mega proyectos de GNL mantengan su atractivo financiero frente a competidores consolidados como EE. UU. o Qatar?
GA: El punto central no es solamente el costo de producción del gas, sino el costo all in de colocar el GNL en el mercado de destino. Vaca Muerta tiene una ventaja muy importante en el costo del upstream, pero Argentina todavía debe competir en licuefacción, transporte, financiamiento y escala con productores que cuentan con décadas de experiencia y una infraestructura exportadora ya desarrollada.
Qatar, en particular, parte de una estructura de costos excepcionalmente baja. En nuestra evaluación, para que los grandes proyectos argentinos tengan una rentabilidad atractiva de largo plazo, deberían poder operar con un costo de suministro que les permita ser competitivos con un precio de GNL en el entorno de USD 8 a 9,5 por MMBtu en destino, dependiendo del mercado y de la estructura contractual.
¿Qué condiciones debería reunir Argentina para que sus proyectos de GNL sean competitivos a nivel internacional, aun sin contar con los costos de producción de países como Qatar?
GA: No pensamos que Argentina necesite ser el productor de menor costo del mundo, puede compensar parte de esa desventaja con una ubicación favorable sobre el Atlántico, flexibilidad comercial y diversificación geográfica del suministro. Actualmente, los proyectos argentinos se ubicarían en una posición intermedia en términos de costos globales.
Por eso, más que un precio puntual de breakeven, vemos tres condiciones determinantes, costos competitivos del gas en Vaca Muerta, escala suficiente para diluir el costo de licuefacción e infraestructura, y contratos de largo plazo que reduzcan el riesgo comercial y financiero. El proyecto Argentina LNG, por ejemplo, se estructura en una primera fase de 12 MTPA con dos unidades flotantes de licuefacción, con un potencial de escalamiento posterior de hasta 18 MTPA, y se encuentra avanzando hacia su estructuración bajo el RIGI.
Con el avance de las renovables y los proyectos de almacenamiento con baterías, ¿ven en el BESS un modelo de negocio con retorno financiero claro en la Argentina de hoy o requiere aún readecuaciones tarifarias en el segmento de distribución?
GA: Vemos al BESS como una oportunidad de inversión que ya está comenzando a adquirir una lógica económica propia en Argentina, aunque todavía estamos en una etapa inicial. La señal más importante es que el almacenamiento dejó de ser solamente una tecnología complementaria a las renovables y empezó a ser reconocido como un servicio de potencia, reserva y confiabilidad del sistema.
La licitación AlmaSADI es una señal concreta en ese sentido. Se adjudicaron 700,5 MW y hubo ofertas por más de 8.300 MW, muy por encima de la potencia objetivo.
¿Qué condiciones consideran necesarias para que el almacenamiento con baterías (BESS) pueda consolidarse como un modelo de negocio rentable en Argentina y avanzar más allá de proyectos puntuales?
GA: Los contratos contemplan cuatro horas consecutivas de disponibilidad y remuneran específicamente los servicios que presta el almacenamiento al sistema. Esto es importante porque permite que el modelo de negocio no dependa exclusivamente del arbitraje entre horas de precios altos y bajos. El BESS puede generar valor por distintos conceptos, potencia firme, reservas operativas, reducción de congestiones y mayor integración de generación renovable.
Por eso, no creemos que el desarrollo del BESS dependa necesariamente de una reforma tarifaria integral de la distribución. Sí será necesario seguir avanzando en reglas de remuneración previsibles y señales económicas adecuadas para que el almacenamiento pueda desarrollarse también fuera de los esquemas específicos impulsados por CAMMESA. El desafío es pasar de proyectos puntuales de confiabilidad a un mercado en el que distintos servicios del almacenamiento tengan una remuneración explícita.
Frente al incremento acelerado de la producción en Vaca Muerta, ¿cuánto estiman desde Criteria que las obras de midstream impacten de forma contundente en el balance monetario y las reservas del BCRA por exportaciones netas?
GA: El impacto debería empezar a ser visible entre fines de 2026 y 2027, pero creemos que hay que distinguir entre el aumento de las exportaciones y su impacto efectivo sobre las reservas internacionales.
En petróleo, el cambio más relevante llegará con la puesta en operación y posterior ampliación de Vaca Muerta Oil Sur (VMOS). Esto permite liberar una restricción que hasta ahora limitaba la capacidad de monetizar plenamente el crecimiento productivo de Vaca Muerta.
El proyecto VMOS fue aprobado bajo el RIGI con una capacidad base de 377.400 barriles diarios y el Gobierno estimó que podría generar exportaciones por unos USD 9.300 millones anuales, con potencial de alcanzar USD 17.000 millones a partir de 2030, aunque esos valores representan capacidad potencial y no necesariamente un incremento equivalente de reservas del BCRA.
¿Cuándo estiman que el crecimiento de las exportaciones energéticas de Vaca Muerta tendrá un impacto significativo sobre las reservas internacionales y el balance cambiario de Argentina?
GA: La razón es que entre exportaciones y reservas existe una serie de pasos intermedios, importaciones energéticas, pagos de deuda, dividendos, financiamiento externo, inversión y el régimen cambiario aplicable a cada proyecto. Por eso, esperamos que el efecto sobre el balance cambiario sea progresivo y que gane mucha mayor relevancia a medida que aumenten simultáneamente la producción, la capacidad de evacuación y la participación de las exportaciones netas de energía.
En nuestra visión, hacia fines de 2027 el impacto debería empezar a ser claramente perceptible, mientras que hacia el período entre 2028 y 2030 podría adquirir una escala macroeconómica significativa.
A medida que proyectos clave como Vaca Muerta Oil Sur entran en sus fases finales hacia 2027, ¿cuánto ponderan desde el área de Research de Criteria el de risking de evacuación de crudo al valuar acciones como YPF, Vista o Pampa Energía?
GA: Lo ponderamos de manera significativa porque la restricción de evacuación dejó de ser un riesgo puramente operativo y pasó a ser un factor relevante para la capacidad de monetización de las reservas de Vaca Muerta.
En una compañía petrolera, aumentar producción sólo crea valor si existe capacidad para transportar, vender y exportar ese petróleo a precios competitivos. La ampliación de la infraestructura reduce el riesgo de que el crecimiento productivo quede limitado por capacidad de transporte, almacenamiento o acceso a terminales de exportación. En ese sentido, VMOS cambia la ecuación estructural de Vaca Muerta.
El efecto no es igual para todas las compañías. Para YPF, el impacto es particularmente relevante por su escala y exposición directa al crecimiento de Vaca Muerta. Para Vista, que concentra su producción en shale, la disponibilidad de capacidad de evacuación también es un componente importante de la tesis de crecimiento. En el caso de Pampa, el impacto debe analizarse dentro de una cartera de negocios más diversificada.
Por eso, en nuestros modelos no lo tratamos simplemente como una mejora de corto plazo en el precio objetivo.
¿Cómo cambia la puesta en marcha de VMOS la valuación de las empresas de Vaca Muerta y qué variables de largo plazo pasan a tener mayor visibilidad con la reducción del riesgo de evacuación?
GA: El risking de evacuación afecta variables más estructurales, producción de largo plazo, utilización de capacidad, volúmenes exportables, descuentos respecto del Brent, necesidad de infraestructura adicional y, finalmente, generación de caja. La entrada en funcionamiento de VMOS reduce una restricción física relevante y permite otorgarle mayor visibilidad al crecimiento de producción y exportaciones previsto para los próximos años.
En otras palabras, VMOS no sólo agrega capacidad de transporte, reduce una de las principales incertidumbres que había que incorporar al valorar el potencial de crecimiento de Vaca Muerta.