Los bloques de shale gas que esperan la demanda de Brasil
Si bien hay dudas sobre las vías que permitirá transportar el shale gas, los proyectos están listos para ser el corazón energético de la región.
La cumbre del G20 dejó un sinfín de presagios sobre el futuro, pero hubo uno que resaltó sobre el resto: el acuerdo para que Argentina abastezca la demanda energética de Brasil. El Memorándum de Entendimiento (MOU, por sus siglas en inglés) establece que el shale gas será el encargado de alimentar al gigante latinoamericano.
El documento abrió el debate sobre qué hacer con el excedente de producción: algunos sostienen que lo mejor es depositar todos los esfuerzos en reconquistar el mercado chileno o apuntar todos los cañones a tierras brasileñas.
La demanda energética del país conducido por Lula Da Silva también genera ciertos interrogantes. El más importantes está puesto en la viabilidad de utilizar el Gasbol que une Bolivia y Brasil. El ducto requerirá inversión en infraestructura, pero también está sujeto a las condiciones que pondrá el país andino.
Otra vía es la conexión directa a Río Grande do Sul utilizando Uruguayana como punto clave. Uruguay también y Paraguay también se anotan entre las alternativas. Mientras que el gas natural licuado (GNL) es otro camino complementario.
Más allá de la ruta elegida, los actores coinciden que “la producción no es el problema. El problema está puesto en la demanda” ¿A qué se debe esta afirmación? La curva de aprendizaje permitió desriskear Vaca Muerta y la eficiencia se convirtió en una marca registrada del shale argentino. La cuestión pasa por encontrar un mercado acorde al potencial de la formación no convencional.
Una muestra de ello es que el MOU incluye metas claras de importación en tres horizontes de tiempo: para el 2025, Argentina exportará 2 millones de metros cúbicos (m3) /día; en los próximos tres años serán 10 millones de m³/día; y de cara al 2030 se exportarán 30 millones de m3/día.
En la infografía que divulgó el Ministerio de Minas y Energía de Brasil, el gas provendrá de Vaca Muerta, con un costo en origen de solo 2 dólares por millón de BTU. Una vez en Brasil, el costo estimado será de 7 dólares a 8 dólares por millón de BTU, un precio competitivo frente a otras fuentes de energía.
Una oferta de calidad
Según el documento difundido por la cartera brasileña, TotalEnergies, Pluspetrol y Pan American Energy serían algunas de las empresas involucradas en el desarrollo de esta operación. Pero ¿quiénes poseen los bloques más productivos de Vaca Muerta?
Para poner en relevancia el papel del no convencional, el informe de la consultora Economía & Energía estableció que, en septiembre, el shale gas representó el 53% de la producción nacional (147 MMm3/día) al alcanzar los 78 millones de metros cúbicos (MMm3) /día. Esto significa un crecimiento interanual del 17,5%.
De esos 78 MMm3/día se desprende que 5 áreas concentran el 68% de la producción shale del país: Aguada Pichana Oeste, Fortín de Piedra, Sierra Chata, Aguada Pichana Este y La Calera.
El podio del shale gas
El primer lugar es cantado. Fortín de Piedra no solo es la nave insignia de Tecpetrol en Vaca Muerta, sino que es la abanderada del shale gas en Argentina. El bloque alcanzó los 19 de MMm3/día en septiembre y su pico de producción, según el informe de la consultora que dirige Nicolás Arceo, se dio en julio y agosto cuando alcanzó los 21 MMm3/día.
La compañía comenzó a invertir en 2017 metiéndose de lleno en el no convencional pasando de 10 millones de metros cúbicos a 15 millones en dos años. “Nos metimos de cabeza porque dijimos que esta es la oportunidad, invertimos y seguimos creciendo porque llegamos a producir después 20 millones de metros y la última inversión que hicimos nos permitió pasar a 24,4 millones de metros cúbicos durante el invierno”, destacó Ricardo Markous, CEO de Tecpetrol.
En el marco del 20° aniversario de Megsa, el directivo ponderó que Fortín de Piedra dio la señal que se podía producir un gas muy competitivo. “Aumentamos la productividad en tiempo de perforación, pasamos de 40 días a 20 días”, describió.
Otro tanque del shale gas es Aguada Pichana Este. El bloque de TotalEnergies llegó a una producción de 11 MMm3/día en septiembre que se mantiene desde julio. La compañía francesa mantiene una inversión estimada de 300 millones de dólares. Según Catherine Remy, directora general de Total Energies, “es como un Fénix cada dos o tres años”.
El área posee una planta de tratamiento con una capacidad técnica de 14 MMm3/día, pero debido a la productividad del bloque toca picos de 14,5 MMm3/día. Es por eso que la compañía está pensando en un proyecto para incrementar la producción de esta planta y seguir posicionándose como la tercera operadora con mayor producción de gas en Vaca Muerta.
El podio fue completado por Aguada Pichana Oeste. El área operada por Pan American Energy (PAE) logró una producción de 10 MMm3/día (también se incluye la producción de Aguada de Castro) en septiembre y su pico se ubicó en 11 MMm3/día registrados en julio. La compañía espera que el bloque llegue a los 16 millones de metros cúbicos día.
Además, PAE proyecta que, en 2027 cuando llegue el buque de GNL de Golar Energy, se aumente la capacidad de gas a 20 millones de m3 en Aguada Pichana Oeste y Aguada de Castro.
El empuje nacional
Pluspetrol también se anota con otra joya del shale gas: La Calera. El bloque registró 9 MMm3/día en septiembre. Esa cifra se repitió en agosto siendo su pico de producción. La empresa de capitales nacionales anunció que un ambicioso plan de expansión para cuadruplicar la producción de gas y petróleo en los próximos años.
Julián Escuder, Country Manager de Pluspetrol, detalló que el plan incluye una serie de inversiones estratégicas en infraestructura y tecnología con la construcción y expansión de una planta de procesamiento de gas.
La primera expansión de esta planta se realizaría en el primer o segundo trimestre de 2025 y la segunda expansión se llevaría a cabo en 2026, lo que permitiría aumentar la producción a 17 millones de metros cúbicos de gas por día.
El último bloque es Sierra Chata. El área operada por Pampa Energía contabilizó 4 MMm3/día en septiembre y tiene un pico de 6 MMm3/día en julio. Esto implicó un crecimiento interanual del 18% alcanzando un récord histórico de 5 millones de metros cúbicos por día en julio, sin conectar ni perforar pozos este trimestre.
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