Neuquén estimó que para 2030 se duplicará la producción de gas y petróleo no convencional y que se alcanzará un desarrollo del 25% de la superficie de Vaca Muerta.

Vaca Muerta, la hoja de ruta que generará ingresos por u$s46.000 millones

El Gobierno de Neuquén trazó una hoja de ruta para Vaca Muerta: en 2030 se duplicará la producción de gas y petróleo no convencional, se alcanzará un desarrollo del 25% de la superficie de la formación y se buscará generar divisas por u$s46.000 millones.

Actualmente la provincia aporta el 46% del petróleo total del país. Los datos oficiales de junio revelan que Neuquén produce 267.739 barriles por día, de los cuales 88% son no convencionales (tight y shale), unos 234.000 barriles diarios, un 56% más que el año pasado. En cuanto al gas natural, Neuquén aporta el 65% del total nacional, con un 52% de no convencional. Son 78 millones de metros cúbicos aproximados por día.

Hoy están registradas 45 Concesiones de Explotación No Convencional (CENCH) en 9.583 km2, con 15 empresas nacionales e internacionales en los trabajos explotación. Las 12 áreas en desarrollo continuo suman 2.366 km2, apenas un 8% de Vaca Muerta. Desde la provincia estimaron que para duplicar la actividad será importante una mayor disponibilidad de equipos destinados a la perforación de pozos, lo que implica la creación de 4.500 puestos de trabajo nuevos. Y para alcanzar la producción estimada, sería necesario que se incorporen al proceso de desarrollo continuo 15 áreas adicionales, por un total de 4.500 km2.

Desde que se comenzó a desarrollar la roca madre las inversiones acumulan casi u$s200.000 millones. Sólo los pilotos superan los u$s8.800 millones. Para este 2022 está previsto que las compañías desembolsen u$s5.426 millones, con YPF, Vista, Shell y PAE a la cabeza. El plan Vaca Muerta 2030 prevé inversiones necesarias u$s67.300 millones, de los cuales 84% estarían destinadas a upstream y el 16% a midstream y downstream. Los neuquinos calcularon que estas inversiones permitirán generar un ingreso de divisas por exportación de petróleo y gas cercanos a u$s46.000 hasta 2030. Ese año se debería alcanzar el 25% de la superficie de Vaca Muerta en desarrollo.

Las condiciones necesarias para lograrlo es tener macroeconomía “ordenada”, con financiamiento de proyectos; acceso a los dólares por parte de las empresas; extensión de contratos de concesión de transporte de petróleo y gas; agilidad en los permisos de exportación; importación de maquinaria, y una política de largo plazo para la fijación de precios de los hidrocarburos.

La hoja de ruta para Vaca Muerta estimó que si se cumplen los requisitos, por el aumento de la producción, exportación e inversiones la recaudación provincial se duplicará de u$s1.600 millones a unos u$s3.580 millones, mientras que Estado nacional recibirá 80% más de ingresos fiscales sobre la producción de hidrocarburos en los próximos ocho años.

En un escenario intermedio, con este plan en marcha se espera reducir el déficit comercial vinculado a la importación de gas y paulatinamente generar divisas genuinas: unas u$s34.500 millones a partir de 2025.

Una de las claves será la eficiencia y las mejoras en la productividad de los pozos no convencionales, un tema que ya se está trabajando. Entre 2016 y 2021 la producción acumulada en los primeros 12 meses de vida del pozo aumentó un 100% para el caso de los petrolíferos y un 200% para los pozos gasíferos. Las cifras de Vaca Muerta ya son comparables con los no convencionales de Estados Unidos.

En 2015 se realizaban 7 fracturas promedio por pozo, mientras que en 2019 fueron 35 (cada 70 metros de rama horizontal). Actualmente alcanzan llegan hasta 45 etapas, con distanciamiento de 64 metros. En cuanto al tiempo de perforación se pasó de 50 metros diarios en 2013 a 119,8 en 2018 y a 166 al día de hoy, lo que refleja un mejor conocimiento de las técnicas. De hecho, YPF alcanzó 67 pozos terminados en el primer semestre de 2022 y rompió récords de longitud de las perforaciones laterales. Hoy el costo promedio de desarrollo bajó 20% a un nuevo mínimo histórico de u$s 7,1 por barril. Para fin de año se prevé superar los 120 pozos completados, un 20% más de lo previsto.

Si se colocan los compresores necesarios, el proyecto del Gasoducto Néstor Kirchner permitirá incorporar 11 MMm3/d de gas a mediados de 2023, y otros 11 MMm3/d en 2024. En 2025 podría estar terminada la segunda etapa, que permite aumentar la capacidad en 17 MMm3/d. El Gasoducto terminado contempla una adición total de 39 MMm3/d, lo que permitiría llevar la capacidad actual de 85 MMm3/d a 124 MMm3/d.

Los expertos neuquinos señalaron que este aporte permitirá sostener un incremento de la producción hasta 2027, cuando nuevamente el sistema se encontraría a plena capacidad. En ese momento, para hacer frente a la mayor producción, sería necesario aumentar nuevamente la capacidad de evacuación en otros 30 MMm3/d hacia 2030. Para ese año se podrían generar exportaciones por u$s6.000 millones, lo que serviría para financiar las nuevas obras.

Para duplicar la producción de petróleo en 2030 se necesitará la definitiva rehabilitación del Oleoducto Trasandino (OTASA), que sumará 115 Mbbl/d, y una duplicación de la capacidad actual de Oleoductos del Valle S.A. El anuncio de la puesta en marcha de la duplicación de la capacidad de Oldeval de Vaca Muerta-Bahía Blanca, fue uno de los anuncios que en los últimos formuló Sergio Massa en Neuquén, al visitar la exposición Argentina Oil & Gas junto con la secretaria de Energía, Flavia Royón. La extensión de la concesión de Oldelval que anunció el ministro de Economía permitirá incrementar la exportación de petróleo por hasta 250.000 barriles/día, equivalentes u$s6.500 millones al año.

Pero con la ampliación en la capacidad de evacuación funcionando a plena capacidad, en Neuquén advirtieron que dentro de cinco años, podrían volver los cuellos de botella y se volverían a limitar la posibilidad de aprovechar todo el potencial de Vaca Muerta. Para evitarlo, el plan 2030 remarcó que será necesario hacia 2028 sumar capacidad de evacuación por 150.000 bbl/d más.

Si se avanza en el trabajo en las futuras vías de evacuación para la producción, las inversiones también crecerán de manera sostenida, aseguran en la Patagonia. En estos ocho años se requerirán en upstream unos u$s20.250 millones para gas y u$s36.500 millones para petróleo. El beneficio redundará en mayores exportaciones a corto plazo y generación de divisas con el plan cumplido: unos u$s46.000 millones en conjunto entre petróleo y gas.

Fuente: Ambito