Los escenarios para el shale oil tienen variables clave en el tablero de control que combinan proyecciones de infraestructura, inversiones y equipos.

Todo barril de petróleo incremental que está ofreciendo Vaca Muerta tiene destino de exportación y esa progresión en la producción del no convencional está llevando, este año, al sector de los hidrocarburos a tener un superávit de la balanza energética comercial de unos u$s 4000 millones, y una rápida escalabilidad hasta unos u$s 8000 millones para 2025, de acuerdo a distintas estimaciones.

Esas proyecciones en condiciones de alto desarrollo permiten plantear un escenario de más de u$s 42.000 millones al año de exportaciones, con un fuerte requerimiento de inversiones, equipos y producción que la cuenca viene demostrando estar con condiciones de cumplir en condiciones de mercado.

Pero una mirada de mediano y largo plazo permite no sólo anticipar cómo será ese escenario comercial, sino también los requerimientos de inversiones y equipos que deberá afrontar la industria a la vez que permite cuantificar la magnitud del desafío.

Por lo pronto, una buena medida son los proyectos de evacuación de crudo permitirán crecer la producción de Vaca Muerta que en la actualidad alcanza un bombeo de 515 kbbl/d, principalmente por el aporte del sistema Oleoductos del Valle (Odelval) (240 kbbl/d), el oleoducto a la refinería de Luján de Cuyo (100 kbbl/d) y del Oleoducto Transandino (Otasa) (85 kbbl/d).

A esa fotografía actual, la consultora Aleph Energy, que dirige Daniel Dreizzen, le incorpora tres escenarios de desarrollo al 2031, por el cual el más bajo contempla las obras anunciadas y a concretarse durante 2025 de la culminación de las etapas 1 y 2 del Proyecto Duplicar de Oldelval que sumarán 105 kbbl/d y 195 kbbl/d, respectivamente; y el incremento de Otasa de 25 kbbl/d hasta colmar la capacidad de 110 kbbl/d del ducto a Chile, lo que en conjunto permitirá el año próximo una capacidad de evacuación de 790 kbbl/d.

En una presentación exclusiva a la prensa de Dreizzen y la socia de Aleph, Milagros Piaggio, sobre las principales variables de la industria de los hidrocarburos, se resaltó un escenario medio que a partir del segundo semestre de 2026 comienza a incorporar 180 kbbl/d de capacidad del proyecto Vaca Muerta Sur que lleva adelante YPF, y otro adicional de 320 kbbl/d hacia el primer semestre de 2028, sumando un total en la cuenca de 1,3 millones de bbl/d.

Una mirada de más alto desarrollo ya incorpora el cierre del aporte proyectado del Vaca Muerta Sur con 200 kbbl/d hacia el primer semestre de 2029, más 150 kbbl/d de una esperada Fase I del proyecto Triplicar de Oldelval para el primer semestre de 2030 por 150 kbbl/d, y una segunda fase un año después por otros 150 kbbl/d. Este conjunto de obras hasta comenzada la próxima década permite visualizar una capacidad de transporte para el crudo de Vaca por casi 1,8 millones bbl/d.

Estos niveles de mayor capacidad demanda tienen un correlato en el incremento de producción a partir de la disponibilidad de equipos en la ventane del petróleo, que actualmente cuenta en terreno con 26 perforadores y nueve sets de fractura, los que se podrán transformar en un corto plazo de escenario bajo de desarrollo en 29 rigs y 10 sets para atender el pico de crecimiento.

Las cifras son más alentadoras en una estimación media en la que se podrán requerir 41 rigs y 14 sets para esa estimación de 1,3 millones de bbl/d de capacidad de transporte; o el escenario alto que ya demandaría 59 rigs y 20 sets para 1,8 millones de bbl/d.

Todas estas proyecciones se realizan a partir de un precio internacional promedio estimado de 80 dólares por barril de crudo medanito (cuenca neuquina) y escalante (cuenca del Golfo San Jorge), a partir del cual se modela el incentivo que tienen las empresas para acelerar o no sus inversiones y alcanzar el pico de actividad lo antes posible.

Así, en el escenario de capacidad de evacuación de la Cuenca Neuquina de 1,3 millones bbl/d se requerirá un pico de 600 pozos al año para crecer y unos 360 pozos para mantener el plateau, teniendo en cuenta como referencia que en el acumulado entre enero y agosto se conectaron 215 pozos. Esto implica un capex Pozos de US$ 8.600 millones al año.

Con un plateau total (convencional más no convencional) en ese escenario medio hacia fines de la década de 1,5 MMBbl/d, se desprende que con la capacidad de refino actual de 540 kbbl/d destinada al mercado interno, habrá un incremental de exportación de 960 kbbl/d, es decir el equivalente a 350 MMBbl/año que a 80 dólares el barril a precio internacional implica una balanza comercial superavitaria en unos US$ 28.000 millones solo en petróleo, para comienzos de la próxima década.

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Fuente: Mejor Energía