Las 10 áreas neuquinas que pueden incrementar la producción de gas

En noviembre se pondrá en marcha el nuevo plan de estímulo a la producción de gas, una herramienta esperada para reactivar las inversiones en Vaca Muerta y revertir el preocupante declino comenzaron a mostrar los yacimientos.

Las principales operadoras evalúan escenarios y proyectos para competir por los beneficios que tendrá el denominado “Plan Gas 4”.

El plan lanzado la semana por el presidente Alberto Fernández establece la subasta de un bloque de 70 millones de metros cúbicos por día (MMm3/d) de gas que demandan los usuarios residenciales, comercios, pymes y generadoras eléctricas en los próximos tres años. De ese total, la Cuenca Neuquina tendrá asignado un cupo de 47,2 MMm3/d, la Cuenca Austral 20 MMm3/d y la Cuenca Noroeste 2,8 MMm3/d.

Se licitarán volúmenes extras en cada invierno y los productores que ofrezcan los precios más bajos tendrán prioridad para exportar en firme a países vecinos en los meses más templados, cuando baja la demanda doméstica. Desde la Cuenca Neuquina se podrán exportar 7 MMm3/d y desde la Cuenca Austral 4.

Se licitarán volúmenes extras en cada invierno y los productores que ofrezcan los precios más bajos tendrán prioridad para exportar en firme a países vecinos en los meses más templados.

Neuquén, provincia que concentra el 55% de la producción de gas del país, cuenta con una decena de yacimientos con diverso grado de desarrollo que -si se reactivan las inversiones- pueden aportar el gas que Argentina necesitará para atender el pico del próximo invierno sin necesidad de incrementar las importaciones, en un contexto de severa sequía de divisas.

Fortín de Piedra, operada por Tecpetrol, es el área que desde 2016 tiene un rol protagónico en la dinámica de producción doméstica de gas. En agosto produjo 11.3 MMm3/d, el 9% del total nacional (127.9 MMm3/d). A fines del año pasado, la compañía culminó la ampliación de la planta de tratamiento, con lo cual está en condiciones de aportar hasta 20 MMm3/d, horizonte que podrá alcanzar fácilmente ya que ha producido picos de 17,5 MMm3/d.

El papel de la petrolera de Paolo Rocca en el Plan Gas 4 será fundamental, ya que es la principal beneficiaria de la Resolución 46, la cual derivó en un conflicto judicial por el recorte de subsidios que aplicó el gobierno de Mauricio Macri, y que rige hasta diciembre de 2021. El nuevo Plan Gas establece que ambos programas pueden empalmarse.

YPF tiene tres proyectos gasíferos clave en Vaca Muerta en los que puede rápidamente reactivar las operaciones de perforación y completación de pozos. En primer lugar se encuentra El Orejano, un bloque ubicado entre Añelo y Rincón de los Sauces que se convirtió en el primer desarrollo gasífero del shale, y que la petrolera nacional explota en sociedad con DOW. Debido a las condiciones del mercado de gas, el año pasado la producción del área fue limitada y se suspendió la completación de los nuevos pozos.

La Ribera Bloque I es otro de los proyectos con buen potencial que la compañía nacional puso en stand by por los bajos precios domésticos del gas, y donde ya tiene perforados varios pozos.

Un tercer yacimiento gasífero clave para YPF es Rincón del Mangrullo, en el cual llego a producir hasta 5 MMm3/d y dejó de perforar por las condiciones de mercado.

Mientras que Pluspetrol opera La Calera, que ya se convirtió en el quinto yacimiento productor de gas de Vaca Muerta, pese a que aún se encuentra en etapa piloto. La importante presencia de líquidos es uno de los principales atractivos del proyecto. La compañía paralizó las perforaciones durante la pandemia, pero podría reactivarlas si ingresa al nuevo Plan Gas, tanto en ese bloque donde está asociada con YPF, como en la concesión Centenario.

Los números de Neuquén muestran que en agosto se produjeron 70,52 MMm3, un 12,36% menos que en el mismo mes del año pasado. El acumulado de los primeros ocho meses del año, la disminución fue del 6,47%.

Pan American Energy (PAE) también ha cosechado resultados promisorios en Aguada Pichana Oeste (APO) y Aguada de Castro, dos áreas contiguas que la petrolera podría pasar a desarrollo para incrementar la extracción de shale gas.

La francesa Total es una de las compañías con mayor trayectoria en el desarrollo de la ventana gasífera de Vaca Muerta. Tiene todas las condiciones de infraestructura y geológicas para elevar la producción de Aguada Pichana Este, el segundo yacimiento gasífero más productivo del shale, detrás de Fortín de Piedra.

Por último, en el norte de la cuenca, en cercanías a Rincón de los Sauces, en los bloques Pampa de las Yeguas y Los Toldos I Sur, que opera ExxonMobil, también también fueron perforados pozos que confirmaron el potencial productivo de la formación. La compañía norteamericana instaló en la zona una base operativa desde donde respalda las operaciones en Vaca Muerta y desarrolló infraestructura para tratar y evacuar la producción.

Vaca Muerta cuenta con el potencial geológico, la capacidad de técnica de las empresas y la infraestructura necesaria para retomar la senda de crecimiento, pero todo dependerá de las condiciones de mercado que genere el nuevo Plan Gas, que ya recibió el respaldo e las principales cámaras empresariales que nuclean a las operadoras.

La baja de precios arrastró la producción

Los yacimientos argentinos están en plena declinación luego de dos años de caída de las inversiones por los bajos precios en el mercado interno, cuya cotización en dólares inició un camino descendente a partir de 2019.

Esos dos factores se tradujeron este año una caída de la producción total del país del 4,5% en el acumulado enero-agosto, con respecto al mismo período de 2019, al alcanzar un promedio de 127,9 millones de metros cúbicos diarios (MMm3/d). Mientras que la comparación interanual demuestra una merma del 14,1%.

Los números de Neuquén muestran que en agosto se produjeron 70,52 MMm3, un 12,36% menos que en el mismo mes del año pasado. El acumulado de los primeros ocho meses del año, la disminución fue del 6,47%.

Un efecto positivo de la pandemia para Argentina fue la caída a la mitad de los precios del gas que se importan para afrontar el pico de demanda del invierno. Entre enero y agosto, las compras al extranjero (gas de Bolivia y cargamentos de GNL) representaron el 31,5% de la producción de Neuquén. Si no se revierte la desinversión en los yacimientos, el año próximo el país deberá importar más gas a valores más costosos.