Desde el desarrollo de la producción no convencional, las obras de infraestructura en Vaca Muerta se convirtieron en un cuello de botella para el despegue definitivo de la formación, que recibió un nuevo empuje, luego del 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.
La consultora tituló: “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”, agregando que “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”.

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.

En referencia al gas, Rystad advirtió que en el 2020 hubo “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”.

Pero este panorama, publica El Cronista Comercial, se encuentra con el escollo de obras de infraestructura.“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, con San Jerónimo (también PBA). Estaba en carpeta, para complementar el tramo Vaca Muerta-San Nicolás- Rosario. Había sido licitado por el Gobierno anterior.

En este sentido, 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”.

Por ahora, 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.

“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”, subrayan los expertos de Montamat.