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Las diez áreas que se anotan en el Plan Gas

Compañías como YPF, Tecpetrol, PAE, Exxon, Total y Pluspetrol tienen una decena de proyectos en marcha que pueden reactivarse y revertir el declino con producción en Vaca Muerta.

En los próximos días, el gobierno nacional 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 que comenzaron a mostrar los yacimientos.

Si bien aún se desconoce la letra chica del nuevo esquema que está puliendo la Secretaría de Energía, las principales operadoras están expectantes y evalúan escenarios y proyectos para competir por los beneficios que tendrá el denominado Plan Gas 4.

Neuquén, provincia que concentra el 55 por ciento 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 millones de metros cúbicos por día (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 empalme de ambos programas es una de las principales definiciones que espera la industria.

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.

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Un tercer yacimiento gasífero clave

para YPF es Rincón del Mangrullo, en el cual llegó 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.

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 de Rincón de los Sauces, en los bloques Pampa de las Yeguas y Los Toldos I Sur, que opera ExxonMobil, también fueron perforados pozos que confirmaron el potencial productivo de la formación.

La compañía instaló en la zona una base operativa desde donde respalda las operaciones en Vaca Muerta y desarrolló infraestructura para su producción.

Vaca Muerta cuenta con el potencial geológico, la capacidad técnica de las empresas y la infraestructura, pero todo dependerá de las condiciones de mercado que genere el nuevo y demorado plan para garantizar la demanda del 2021.

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 -la principal productora del país- 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 próximo año el país deberá importar más gas a valores más costosos.

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