Cuando se pelean los elefantes, las hormigas pagan el costo: el efecto Venezuela en Vaca Muerta

“Cuando se pelean los elefantes, las hormigas terminan pagando las consecuencias”, expresó Juan José Carbajales al describir el impacto indirecto de la intervención de Estados Unidos en Venezuela sobre economías intermedias como la argentina. La frase funcionó como marco conceptual para analizar cómo un conflicto externo pudo proyectar efectos sobre Vaca Muerta sin alterar, al menos en el corto plazo, los planes estructurales del sector.

El especialista aclaró desde el inicio que no se trató de un impacto inmediato ni automático sobre la actividad local. En ese sentido, explicó que el conflicto introdujo ruido en los mercados, pero no implicó una afectación directa sobre los proyectos estratégicos en curso.

El eje del análisis se concentró en la reconfiguración del mercado petrolero internacional, a partir del redireccionamiento de crudo venezolano hacia Estados Unidos. Carbajales sostuvo que “el tema petrolero pasó a estar al tope de la agenda”, desplazando otras dimensiones tradicionales de este tipo de crisis.

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El precio del crudo como canal de transmisión

Uno de los principales vectores de impacto fue la cotización internacional del barril, variable clave para la rentabilidad de los desarrollos no convencionales. Carbajales señaló en diálogo con Radio UNCo CALF que una mayor disponibilidad de petróleo en el mercado generó expectativas que comenzaron a reflejarse en los mercados financieros.

El consultor explicó que una eventual baja del precio internacional puede afectar los márgenes de las compañías que operaron en Vaca Muerta. En ese marco, afirmó que “si el precio baja, eso puede ralentizar el ritmo de inversión”.

Sin embargo, aclaró que ese efecto no implicó una reversión de proyectos, sino una posible moderación en la velocidad de ejecución. La señal fue observada más en las decisiones tácticas que en los planes de largo plazo.

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Ralentización operativa: menos fracturas y conexiones

El impacto potencial se manifestó, según Carbajales, en la dinámica cotidiana de la actividad hidrocarburífera. El especialista explicó que los ajustes se observaron en variables operativas como la cantidad de fracturas y el ritmo de conexión de nuevos pozos.

En ese sentido, precisó que la ralentización se tradujo en menos pozos enganchados y menor intensidad operativa, sin que ello implicara una caída abrupta de la producción. El foco estuvo puesto en el “timing” de las decisiones.

Carbajales remarcó que el análisis se concentró exclusivamente en la producción en áreas ya desarrolladas, donde los costos y la rentabilidad respondieron con mayor sensibilidad al precio del crudo.

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Inversiones anunciadas y proyectos estratégicos

Pese a ese escenario, el entrevistado fue enfático al señalar que las inversiones ya anunciadas no se verían afectadas. En particular, mencionó los compromisos asumidos por YPF, que mantuvieron su vigencia.

El especialista recordó que esas inversiones estuvieron pensadas con un horizonte exportador, tanto para el petróleo como para el gas. En ese marco, destacó el rol del proyecto Vaca Muerta Oil Sur (VMOS), orientado a incrementar la capacidad de evacuación y exportación de crudo.

Asimismo, explicó que los planes vinculados a la exportación de Gas Natural Licuado continuaron su curso y no fueron puestos en cuestión por el conflicto en Venezuela. Según indicó, el entrevistado no planteó que el proyecto de GNL se viera afectado por esta coyuntura.

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Infraestructura y compromisos de largo plazo

Carbajales subrayó que la infraestructura ya ejecutada funcionó como un ancla de estabilidad para el sector. La ampliación de oleoductos y los compromisos de carga asumidos por las empresas limitaron la posibilidad de una contracción abrupta.

En ese contexto, señaló que las compañías tuvieron incentivos para sostener niveles mínimos de actividad, aun en un escenario de mayor incertidumbre externa. La existencia de contratos y obras en marcha condicionó las decisiones de corto plazo.

El análisis también incluyó la lectura de los mercados financieros, donde se observó una revalorización relativa de activos estadounidenses frente a compañías de economías periféricas, sin cambios sustantivos en los fundamentos productivos de Vaca Muerta.

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La ventaja argentina: bajo riesgo geopolítico

Lejos de señalar una pérdida de competitividad estructural, Carbajales destacó que Argentina mantuvo una ventaja clave frente a otros productores de energía. Esa ventaja fue el bajo nivel de riesgo geopolítico asociado a su ubicación y a la naturaleza de sus proyectos.

El consultor explicó que el país ofreció una diversificación de fuentes en un contexto global atravesado por conflictos en regiones estratégicas. Esa condición fue central para los planes de exportación de gas y petróleo.

No obstante, advirtió que la escalada regional introdujo interrogantes adicionales en la percepción de riesgo, especialmente para los inversores internacionales, aunque sin invalidar la posición relativa de Argentina en el mapa energético.

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Un impacto indirecto en un escenario global incierto

La conclusión del análisis apuntó a que el conflicto en Venezuela no golpeó de forma directa a Vaca Muerta, pero sí agregó una capa de incertidumbre al contexto internacional. El efecto se expresó en expectativas, precios y decisiones marginales de inversión.

Carbajales insistió en que los proyectos estructurales continuaron su curso y que las señales observadas correspondieron más a ajustes de ritmo que a cambios de rumbo. La clave estuvo en diferenciar el corto plazo de las estrategias de largo aliento.

En ese marco, la metáfora inicial volvió a cobrar sentido: en un mundo donde las grandes potencias disputaron poder y recursos, las economías intermedias quedaron expuestas a impactos indirectos, aun cuando sus proyectos estratégicos permanecieron en pie.

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Guyana y Chevron: reacomodamientos silenciosos en el mapa petrolero

Carbajales señaló que Chevron fue la única empresa estadounidense que continuó operando en Venezuela durante los años de sanciones. Al explicar ese punto, afirmó que la compañía mantuvo autorización para exportar crudo a Estados Unidos, aun cuando otras firmas se retiraron tras la reforma petrolera impulsada en 2007.

El especialista indicó que la permanencia de Chevron respondió a un esquema excepcional dentro del embargo, que permitió sostener una porción limitada de la producción venezolana con destino al mercado norteamericano. En ese marco, explicó que “había petróleo sancionado que ahora se liberó, pero exclusivamente para ir a Estados Unidos”.

En paralelo, Carbajales desarrolló el caso de Guyana como nuevo actor relevante en la región, con un horizonte de crecimiento acelerado en producción de hidrocarburos. Señaló que el país vecino contó con fuertes inversiones de ExxonMobil y con reservas que comenzaron a posicionarlo como un polo de atracción energética.

El consultor destacó que Guyana presentó un escenario más claro para las inversiones, luego de la desactivación del conflicto limítrofe con Venezuela por el Esequibo. Según afirmó, ese contexto redujo hipótesis de conflicto y fortaleció la previsibilidad para los proyectos en curso.

Finalmente, Carbajales explicó que ese proceso pudo generar una reorientación del capital y del know-how regional, sin establecer una competencia directa con Vaca Muerta. En ese sentido, sostuvo que Guyana no compitió por tipo de crudo, pero sí por inversiones en un escenario global donde las grandes decisiones energéticas comenzaron a redefinirse.

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Costos de extracción: diferencias entre la Cuenca del Orinoco y Vaca Muerta

Carbajales explicó que extraer petróleo en la Cuenca del Orinoco resulta más barato en términos de perforación, debido a que se trató de reservas convencionales y comprobadas. En ese sentido, afirmó que “se perforan alrededor de mil metros, contra los tres mil que se perforan en Vaca Muerta”.

No obstante, el especialista aclaró que el menor costo inicial se compensa con mayores costos posteriores de procesamiento, ya que el crudo venezolano es extrapesado y con alto contenido de azufre. Según indicó, ese petróleo “requiere un proceso de mezcla con crudos más livianos para alcanzar la calidad que demanda el mercado”.

Carbajales señaló que parte de ese procesamiento se realiza fuera de Venezuela, principalmente en refinerías específicas de Estados Unidos, lo que agregó costos logísticos y de infraestructura. A ello se suma la necesidad de restablecer plantas, oleoductos, tanques y puertos deteriorados.

En contraste, indicó que Vaca Muerta presentó mayores costos de perforación y desarrollo, al tratarse de un yacimiento no convencional que demandó más tecnología y capital. Sin embargo, destacó que el crudo producido no requirió el mismo nivel de tratamiento posterior.

Finalmente, el consultor sostuvo que ambas regiones no compitieron directamente por tipo de petróleo, aunque sí lo hicieron por inversiones. En ese marco, explicó que la Cuenca del Orinoco contó con la ventaja de la escala y las reservas comprobadas, mientras que Vaca Muerta se apoyó en productividad, tecnología y proyección exportadora.