La producción de gas y petróleo no convencionales transformó a la cuenca neuquina en la principal cuenca productora de hidrocarburos de la Argentina. Una transformación que fue rápida y que obliga a pensar en los desafíos que su crecimiento conlleva para los sectores de upstream y downstream. Sobre estos temas conversó un panel de expertos en la AOG Patagonia dedicado al presente y al futuro de la cuenca neuquina.
Vaca Muerta ya es una realidad que lleva a las empresas y al Estado a trabajar para incrementar la producción. Pero la oferta actual ya representa un desafío en sí misma. Daniel Prietto, gerente del Complejo Industrial Plaza Huincul de YPF, explicó que para las refinerías no viene siendo sencilla la adopción de los crudos no convencionales, especialmente en un contexto de declive en la producción de crudos convencionales. “El shale nos desafió a transformarnos y rápidamente empezar a plantear planes de inversión, de reconversión, de mezclas de crudos, a pensar en cómo encontrar la mejor manera, con los crudos disponibles en el país, de procesarlos de manera conjunta, optimizando los rendimientos y sosteniendo los niveles de producción”, explicó Prietto.
En cambio, el momento que atraviesa la cuenca neuquina es propicio para las operadoras en la zona. Los niveles de rentabilidad son los más elevados que hoy ofrece la Argentina para las productoras de hidrocarburos. Daniel Dreizzen, director de Energía de la consultora Ecolatina, explicó que el shale oil ofrece una tasa de retorno en dólares de entre 40 y 50%, la mayor rentabilidad actual en el mercado argentino. “Los pozos son rentables, en no convencionales el petróleo es casi el doble de rentable que el gas”, señaló. El modelo utilizado por Ecolatina no incluye ciertos costos, como podría ser la necesidad de una planta de tratamiento o ampliaciones de facilities.
Rentabilidades
Las rentabilidades en shale oil explican la avidez de las operadoras por perforar nuevos pozos. No obstante, las dificultades financieras nacionales atentan contra las inversiones en exploración. “Es difícil porque en la Argentina tenemos bastante incertidumbre financiera y legal, con lo cual sumarle a esa incertidumbre una chance de éxito a un proyecto exploratorio, que en general va entre el 5 y 30% dependiendo del proyecto, hace que esa toma de decisiones se vuelva difícil”, analizó Dreizzen.
Pese a las dificultades financieras y macroeconómicas, el gobierno encontró en el Plan Gas.Ar una herramienta que permitió incrementar la producción en la cuenca neuquina y dar un horizonte a la industria y consumidores. Juan José Carbajales, ex subsecretario de Hidrocarburos de la Nación y actual consultor, es optimista respecto a la continuidad del plan. “El Plan Gas.Ar aseguró un volumen, a un precio que se conoce, y de alguna manera se va a constituyendo en un sistema. El ministro de Economía anunció ayer que esto va a continuar, con una ronda cuatro para llenar el gasoducto Néstor Kirchner, y una ronda cinco para ver qué pasa en diciembre de 2024, si esto se va a extender por más años”, señaló.
Cuello de botella
Las expectativas de producción tanto de gas como de petróleo en la cuenca neuquina son elevadas, pero se encuentran limitadas en lo inmediato por la falta de infraestructura de transporte. En el caso del gas, Carbajales trazó un panorama sobre cuáles pasos sería necesario dar para incrementar la producción. “Tenemos que seguir ampliando el Plan Gas.Ar porque nos ha traído muchas soluciones. Para eso hay que realizar una nueva licitación para llenar el gasoducto Néstor Kirchner. Luego reemplazar el gas de Bolivia, ese gas es flat y lo podemos suplir con nuestra propia producción. Luego ver cómo sigue la película, de 2025 en adelante. Hay una idea que es extenderlo por cuatro años para empalmar con los proyectos offshore como el Fénix”, analizó el ex subsecretario de Hidrocarburos.
Dreizzen subrayó el potencial en petróleo, señalando que Vaca Muerta podría pasar de 340.000 barriles diarios en la actualidad a más de 700.000 para 2030. Pero ya sea en petróleo o en gas los desafíos son de infraestructura de transporte. También financieros y cambiarios. “Otro desafío es lo que llamo la operación financiera normal. Ni siquiera es seguridad jurídica. Precios y competitividad ya hay, pero simplemente falta tener un marco para que las empresas puedan ingresar dinero, invertirlo y si tienen utilidades que puedan sacarlas”, añadió el hombre de Ecolatina.
Por último, Prietto señaló que el shale oil genera en la industria de refinación el desafío de completar las adecuaciones que sean necesarias para operar con ese tipo de crudo. “Como país hace muchos años que somos importadores estructurales de gasoil y tenemos capacidades ociosas en distintos puntos de los procesos de las refinerías, que se encuentran limitadas por las restricciones en cuanto a la gestión de los componentes livianos y en cuanto a la gestión de la energía en las unidades de destilación para poder incrementar el procesamiento de crudo”, puntualizó el gerente de Plaza Huincul sobre las restricciones que existen para incrementar el procesamiento de crudo no convencional y así producir más combustibles.
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Esas tasa de retorno del shale oil imagino que son con el precio promedio de venta actual, donde todavia la gran mayoria se vende localmente y no se captura el precio internacional. Habiendo llegado el nivel local de produccion a ser igual o mayor a la capacidad de refinacion local, la produccion marginal generara cada vez mayores saldos exportables y mayores precios promedio. Sumado a eso que la productividad sigue aumentando…Esas tasas de retorno tienen un camino ascendente por delante!!