El petróleo de Vaca Muerta resulta rentable con un barril de entre US$ 49 y US$ 66, según un estudio de la consultora Aleph Energy que su director, Daniel Dreizzen, presentó durante la AOG Patagonia, en Neuquén. El exsecretario de Planeamiento Energético advirtió además que el crecimiento de la producción choca con límites concretos en el transporte de crudo y en el procesamiento del gas asociado.
Así lo reflejó Más Energía, que recogió el diagnóstico del consultor en una edición de la feria que, de acuerdo con el medio, convocó a referentes de numerosas industrias más allá del negocio hidrocarburífero.
El costo del barril y el RIGI
De acuerdo con el trabajo de Aleph Energy, la distancia entre el piso y el techo de ese rango depende de dos factores: si el proyecto accede a los beneficios del Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI) y si se trata de un pozo aislado o de un desarrollo que debe construir toda su infraestructura desde cero. Un pozo individual bajo el RIGI se vuelve rentable con un crudo cercano a US$ 50, mientras que un bloque virgen con todas sus instalaciones de superficie y sin el régimen necesita más de US$ 65. En ambos casos, según el análisis, los precios actuales dejan ganancias amplias.
Vaca MuertaYPF presentará tres proyectos al RIGI por US$ 44.000 millones en el norte de Vaca MuertaLa petrolera prevé invertir en cinco bloques del Hub Norte junto a Shell, Pluspetrol, Chevron y Vista. Con Loma La Lata, su plan petrolero llegaría a cerca de US$ 70.000 millones.Leer nota Dreizzen describió, sin embargo, una economía con dos velocidades: las grandes operadoras exportan y funcionan bajo la protección del RIGI, mientras que las pymes y la cadena de valor lidian con las restricciones de siempre. Para el consultor, hace falta ordenar la macroeconomía, quitar los tributos que distorsionan y simplificar el acceso a importaciones, de modo que la rentabilidad del sector no dependa sólo de regímenes especiales.
Oleoductos y plantas al límite
En su lectura, la Argentina, que hoy produce cerca de 900.000 barriles diarios con la Cuenca Neuquina como principal aporte, superaría los 2.200.000 barriles hacia 2033. Ese salto, sostuvo, obliga a resolver la logística con urgencia.
El oleoducto Vaca Muerta Sur es la vía principal prevista para los barriles de exportación, pero Dreizzen consideró que su diseño original quedó corto. Las proyecciones iniciales de YPF hablaban de 550.000 barriles diarios, ampliables a 700.000, y el nuevo plan de la compañía requiere volúmenes muy superiores. En el mismo evento, Gustavo Gallino, responsable de infraestructura de YPF, confirmó que la petrolera estudia grandes ampliaciones o sistemas paralelos para no saturar el transporte.
La expansión de Oldelval hacia la costa atlántica y la vuelta a operar del Oleoducto Trasandino, que llega a Chile, dan un respiro y aseguran un piso de evacuación, aunque para el consultor no alcanzan frente al ritmo de crecimiento y se necesitan nuevas líneas de gran escala.
El otro cuello de botella está en el gas que sale junto al crudo, cargado de propano, butano y gasolina, una mezcla que en la industria se conoce como “sopa”. Las plantas separadoras trabajan al tope de su capacidad y las ampliaciones de midstream, como las que proyecta TGS, demandan más de tres o cuatro años de obra. Mientras tanto, las operadoras evalúan salidas transitorias, como mover esos líquidos en camiones, una alternativa rápida pero que encarece la extracción.
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