Boom petrolero en Vaca Muerta, que sufre por la falta de infraestructura

El crecimiento de producción de petróleo y gas en Vaca Muerta a un ritmo de 50% interanual no para de sorprender en la industria y permite compensar el declino de las otras cuencas productivas del país. Sin embargo, la falta de transporte para evacuar los hidrocarburos limita que el crecimiento se acelere aún más. El mes pasado, las empresas se perdieron de vender entre 5000 y 10.000 barriles de petróleo diario por falta de acceso al transporte y cierre de pozos, según un informe de Daniel Gerold, consultor especializado en energía.

En septiembre, la producción de petróleo en la Argentina alcanzó los 610.131 barriles diarios, lo que significó un incremento de casi 13% interanual. De ese total, la cuenca neuquina (donde está la formación Vaca Muerta) explicó más de la mitad, ya que generó 367.102 barriles diarios, luego de que la producción aumentara 26,4% interanual, según datos de Gerold. Este crecimiento logró compensar la declinación de 2,3% de la cuenca del Golfo de San Jorge (entre Chubut y Santa Cruz), donde la producción alcanzó los 201.981 barriles diarios.

De esta manera, la producción no convencional de petróleo, que comenzó recién hace 10 años, ya genera 258.258 barriles diarios (el 42,3% del total país), con un incremento de 48,4% interanual y un aumento mensual de 5,6% (más de 13.669 barriles diarios).

Hasta 2012, no había seguridad de que la formación Vaca Muerta podía ofrecer petróleo y gas de manera rentable, ya que los costos de extracción eran superiores a los precios de mercado. Sin embargo, con el tiempo, el avance de la tecnología permitió mejoras significativas al realizar la técnica del fracking (estimulación hidráulica), que sirve para romper la roca y generar microfisuras que permiten extraer los hidrocarburos. A su vez, los pozos ya no se perforan de manera vertical, sino en forma de “L” (horizontales).

Las empresas que más aumentaron su producción de petróleo en esta cuenca en el último mes fueron YPF (más de 6010 barriles diarios), Vista (5141), Shell (2293) y Pan American Energy (953 barriles diarios).

“El incremento fue posible gracias a los trabajos realizados de ampliación de transporte por ductos a cargo de Oldelval, que en una etapa previa y ante la necesidad de evacuación, ejecutó una ampliación del 25% de la capacidad de transporte, pasando de 33.600 a 42.000 metros cúbicos diarios (equivale a 264.172 barriles diarios), lo que permitió a los productores inyectar más volumen y generar saldos exportables”, explicó en su último informe Daniel Montamat, exsecretario de Energía.

El mes pasado, la Secretaría de Energía le extendió la concesión de la operación del sistema troncal de oleoductos que conecta Neuquén con Buenos Aires por 10 años más a Oldelval, desde su fecha original de finalización a 2037. Se trata de una empresa cuyos dueños son las mismas petroleras. La composición accionaria está conformada por YPF (37%), Exxon Mobil (21%), Chevron (14,5%), Pan American Energy (11,9%), Pluspetrol (11,9%), Tecpetrol (2,1%) y Pampa Energía (2,1%). La empresa transportista anunció recientemente una inversión de US$750 millones para ampliar su capacidad de transporte de petróleo hasta alcanzar un máximo de 72.000 m3/día (453.000 barriles).

“Por ahora la producción de Vaca Muerta compensa el declino del resto de las cuencas. El tema es que la restricción de transporte le establece un techo donde, si siguen declinando las demás (y todo indica que sí), no habrá forma de revertirlo. Esto pasa particularmente en gas, aunque en petróleo también hay ese tipo de cuellos de botella”, analiza Julián Rojo, economista del Instituto Argentino de la Energía “General Mosconi”.

La situación del gas

El ministro de Economía, Sergio Massa, volvió a ratificar ayer que la construcción del gasoducto Néstor Kirchner estará en funcionamiento a partir del 20 de junio próximo, justo para el inicio del invierno. “El gasoducto terminado nos va a permitir pensar en el autoabastecimiento para terminar con las importaciones energéticas y empezar con las exportaciones. El 20 de junio me prometió [el presidente de Energía Argentina] Agustín Gerez que lo va a tener terminado. Eso nos baja de 33 a 8 la importación de barcos de energía, US$2700 millones de ahorro representa el gasoducto terminado”, indicó en declaraciones a Radio 10.

Mientras la industria está expectante a si el gasoducto estará en funcionamiento o no, en el Gobierno todavía debaten si es necesario traer el segundo buque regasificador a Bahía Blanca o afrontar el invierno con solo el buque de Escobar, que está fijo en el país desde 2011.

En 2019, el año de las últimas elecciones presidenciales, el entonces gobierno de Mauricio Macri también decidió no contratar el segundo buque regasificador. “Pasaron tres años y las otras cuencas declinan. Además, hay otros precios internacionales”, dice Daniel Dreizzen, consultor de Ecolatina y exsubcretario de Planeamiento Energético.

Según datos de Gerold, el septiembre, la producción bruta de gas promedió los 137,8 millones de m3/d, donde el no convencional representó casi el 40% del total, con 54,5 millones de m3/d. La producción en cuenca neuquina aumentó 7,8% interanual y en Golfo de San Jorge, 6,5%; mientras que, en cuenca Noroeste disminuyó 8,2% y en Austral, 7,1%.

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