JUAN MANUEL COMPTE

A la velocidad a la que corre la producción no convencional, este déficit ya es una pared visible en el horizonte de la formación. Cuáles son los proyectos de gasoductos, oleoductos y logísticos que, todavía, están pendientes

La semana pasada, generó repercusión en la industria energética local un informe que elaboró Rystad Energy, consultora noruega con oficinas en Oslo, Londres, Nueva York, Houston, Abeerdeen (Escocia), Moscú, Rio de Janeiro, Banagalore, Tokio, Sidney y Dubai. "El depósito de petróleo no convencional Vaca Muerta, de la Argentina, está produciendo a niveles récord, igualando los registros de los pozos de los Estados Unidos", lo tituló. 

"El declive en la producción de petróleo que la pandemia de Covid-19 trajo a la formación argentina Vaca Muerta, ahora, parece un recuerdo distante. Su producción no sólo se recuperó a los niveles de pre-pandemia sino que también alcanzó el récord de 124.000 barriles diarios (bpd) en diciembre de 2020", subrayó. "El ascenso puede continuar hacia el rango de los 145.000 a 150.000 bpd para fines de 2021, si los actuales niveles de actividad continúan", vaticinó. Rystad destacó que ese incremento se debió a las petroleras que mantuvieron sus programas de inversiones más agresivos durante 2020: Vista y Shell, con volúmenes de producción en diciembre -15.000 bpd una; 13.000 la otra- que tuvieron sus mejores marcas históricas hasta el momento en la cuenca. 

Con mejoras de productividad y eficiencia por pozo -en algunos casos, de 6% a 7% contra el año anterior-, que ponen a la formación a la altura de plays de shale estadounidenses como Midland o Eagle Ford.

Según Rystad, la situación, en potencia, es mejor. Mientras el no convencional de los Estadods Unidos ya tocaron su punto de inflexión hace años, la consultora considera que Vaca Muerta recién ingresa en el "modo producción". Alienta su pronóstico que, hasta ahora, se produjo en su gran mayoría sólo con petróleo.

"La producción de gas se mantuvo a la baja durante el cuarto trimestre debido al menor consumo estacional", advirtió, con "literalmente cero pozos de gas en produccion". Sin embargo, observó: "Mientras que la ventana de gas de Vaca Muerta ofrece amplio potencial para un desarrollo probado de bajo costo, nos mantenemos conservadores respecto a las posibilidades de que la participación del gas en el play crezca sustancialmente a medio término".

Además de las razones coyunturales de la demanda global de gas natural y de gas natural licuado (GNL), consignó la "incertidumbre acerca del futuro de los subdisidios para el gas no convencional" y, punto no menor, "los desafíos de infraestructura" que, todavía, enfrenta al formación.

A la velocidad a la que corre Vaca Muerta, este déficit ya es una pared visible en el horizonte de la formación. "Se requiere ampliar la infraestructura de transporte de gas para evacuar la producción bajo un escenario de expansión", indicó, en distintas ediciones, la Carta Energética de Montamat y Asociados, consultora que fundó Daniel Montamat, quien fue presidente de YPF y Secretario de Energía de la Nación.

Con el volumen de inyección actual a los gasoductos troncales, el sistema está en promedio a un 80% de utilización, precisó, pero con tramos "muy comprometidos", como Saturno-San Jerónimo, Bahía Blanca-Olavarría y Tierra del Fuego-Magallanes.

Es, también, necesario un nuevo gasoducto que conecte Neuquén con Salliqueló(Buenos Aires) y, luego, conSan Jerónimo(también PBA). Estaba en carpeta, para complementar el tramoVaca Muerta-San Nicolás- Rosario. Había sido licitado por el Gobierno anterior. Cinco empresas compraron el pliego. Entre ellas, hubo una propuesta conjunta de TGS, Tecpetrol y PAE para evitar cuellos de botella en Vaca Muerta. Preveía dos tramos: Tratayén (Neuquén)-Salliqueló y, de ahí, a San Nicolás-Rosario. El 30 de diciembre último, el Secretario de Energía, Darío Martínez, firmó la resolución 448, que canceló la licitación del primer tramo del proyecto -de 1000 kilómetros, a una inversión de u$s 2000 millones- y llamó a analizar "mejores alternativas".

"Bajo un escenario de expansión de la oferta potencial, se considera la posibilidad de reanudación de este proyecto. Aunque, actualmente, la licitación del Sistema de Transporte del Gas del Centro se pospuso sin fecha límite", refirió la Carta Energética de Montamat.

"El proyecto había incluido la construcción de un gasoducto de 1040 kilómetros en dos tramos, con una capacidad de transporte de entre 15 y 20 millones de metros cúbicos diarios, expandible hasta los 39 millones", reseñó. Las obras demandarían entre 24 y 30 meses (12 a 15, por fase).

"Además de este proyecto, se consideró para la ejecución del modelo de ampliación de la oferta el supuesto de expansión del gasoducto Saturno-Buenos Aires, en más de 10 millones de m3 diarios como, también, un aumento de la capacidad de compresión de más de 20 millones de m3 diarios", puntualizó la consultora.

No son las únicas iniciativas necesarias. Para aumentar las exportaciones a Chile a través de Gas Andes -algo clave para evacuar fluido en verano-, se requiere una ampliación del gasoducto Centro-Oeste de TGN y, por otro lado, revertir el Norte -también de TGN- y el San Martín, de TGS, de la Argentina hacia Chile. "Además, sería recomendable la construcción de un gasoducto para abastecer al mercado brasileño en períodos en los que la demanda local se reduce", agregó.

También, hacen falta oleoductos, debido a la producción de líquidos asociados con la extracción de gas natural. Según Montamat y Asociados, el incremento del flujo "alienta la probabilidad de saturación del sistema de transporte y almacenamiento de la terminal Puerto Rosales, por lo cual, se requerirá la ampliación del oleoducto Oldelval y la capacidad de almacenaje".

¿SOBRE RUEDAS?

El transporte carretero sigue siendo la principal vía de acceso a la formación. Se requieren mejoras en rutas nacionales (22 y 40) y, sobre todo, provinciales de Neuquén (5, 6, 7, 17 y 151); en algún caso, no totalmente pavimentada. "Más allá de estos accesos, la actual infraestructura vial es insuficiente e insegura. Se requiere planificar nuevas rutas y mejorar las existentes en el corredor Neuquén-Añelo, como también rutas desde el aeropuerto hasta Añelo", consignó la consultora.

"También, se requiere adecuar las rutas para la circulación de camiones escalares y bitrenes, como también revisar las restricciones de los puentes existentes, ya que algunos tienen una capacidad de 45 toneladas por eje", puntualizó. Agregó la importancia de complementar el transporte vial con el ferroviario, debido al potencial aumento del volumen a cargar y la necesidad de hacerlo de forma eficiente.

"Es fundamental para descomprimir el corredor vial de la ruta 22. Actualmente, existe una conexión entre Bahía Blanca y Confluencia, y, luego, a Zapala, sólo utilizada para minerales no metalíferos, con un ramal entre Cipoletti-Barda del Medio, relativamente cercana a Añelo (70 kilómetros). También, podría ponerse en funcionamiento el ramal inactivo Malargüe-Mendoza, que quedó del proyecto trunco Potasio Río Colorado, lo cual requerirá, además de la rehabilitación, una ampliación para llegar a una ciudad cercana", explicó.

La saturación vial también marca la necesidad de acueductos. Actualmente, el agua -insumo clave para el fracking- llega a los pozos a través de camiones cisterna, lo que implica recorridos de más de 100.000 kilómetros de 35.000 metros cúbicos, en promedio, por pozo, lo que genera altos costos de transporte y deteriora las rutas. 

"La construcción de un acueducto troncal de distribución podría llevar provisión de agua a una veintena de proyectos de gas y petróleo no convencional", subrayan los expertos de Montamat.

Pero la expansión de Vaca Muerta también requerirá otro tipo de inversiones, no necesariamente en la zona geográfica de la formación. Existe consenso en la industria sobre que la exportación de GNL es clave, sobre todo, para mantener la evacuación de gas en período estival. Para eso, sería necesario una planta o barco de licuefacción. YPF hizo una experiencia en Bahía Blanca, con una barcaza alquilada a la belga Exmar, de 500.000 toneladas y 3300 metros cúbicos diarios, y capacidad de almacenamiento de 15.000 m3.

"Había sido un primer paso en la idea de construir una planta de procesamiento on-shore, con una capacidad, al menos, 10 veces superior, lo cual demandaría una inversión de u$s 5000 millones", indicó el dossier de Montamat y Asociados. Un proyecto así insumiría cinco años de construcción. "Esta idea habría quedado descartada", apuntó. 

Además, dado que, con un escenario optimista, recién en 2023 se alcanzarían mejoras en el abastecimiento local, seguirán siendo necesarias importaciones para atender los picos de consumo, ya sea vía buques regasificadores (Escobar, Bahía Blanca) y gasoductos (desde Bolivia). Con escenario pesimita -por ejemplo, si no prosperara el Plan Gas-, sería necesario un tercer buque, para lo cual se podría reflotar el proyecto Sudestada: una terminal flotante en el Río de la Plata, a la altura de Ensenada. Otra opción sería una planta en Uruguay.