Vaca Muerta 2030: inversiones, producción y un millonario mercado regional

Vaca Muerta no solo tiene una hoja de ruta clara para el 2030, sino que se trata de un proyecto ambicioso y revolucionario para la industria de los hidrocarburos del país. Para el inicio de la década siguiente, Neuquén planea llegar a los 750.000 barriles y los 140 millones de metros cúbicos de gas por día, un salto de escala sin precedentes para la provincia. ¿Cuánta inversión y actividad se necesita y qué oportunidades abriría?

A pesar de ser un proyecto de relieve, expertos de la industria aseguran que es claramente alcanzable y “no hace falta demasiado” respecto de lo que se ve en la actualidad en Vaca Muerta. Así lo manifestó el CEO de Tecpetrol, Ricardo Markous, en una reciente presentación que realizó en un seminario organizado por el Instituto Argentino de la Energía Mosconi (IAE), de la que participó Energía On.

“Nosotros vemos que para que Neuquén pase de la producción actual a lo proyectado para 2030 que son 750.000 barriles por día -que sería 1 millón para el país- y 140 millones de metros cúbicos por día de gas, no hace falta demasiado”, aseguró Markous.

Hoy en la cuenca están operando 30 equipos de perforación y 8 sets de fractura, y para hacer frente al aumento oficial proyectado por el gobierno y sector privado, Markous estimó que haría falta levantar 7 rigs más y 4 ó 5 sets de fractura adicionales.

En términos de inversiones, el salto debería ser de los 5.000 millones de dólares que se invertirán este año -y que será récord- a los 7.000 millones anuales en el upstream.

Acorde a las estimaciones actuales, Vaca Muerta tiene reservas por 308 TCF y 16.000 millones de barriles de petróleo. Estos volúmenes son los que son considerados recursos técnicamente recuperables.

Teniendo en cuenta esto, a razón de 750.000 barriles por día y 140 millones de metros cúbicos diarios, Argentina tiene -al consumo actual- para 60 y 170 años de consumo, respectivamente.

“El problema hoy no son las reservas, sino los cuellos de botella en las redes. Por el extraordinario crecimiento de Vaca Muerta, tanto en petróleo como en gas, se saturaron. Esto sucedió porque donde los operadores hacen un pozo sacan petróleo o gas”, analizó Markous.

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Mercado y oportunidades que se abren

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Como primera medida la nueva producción de Vaca Muerta le permitirá al país reducir las importaciones de Gas Natural Licuado (GNL), que dejan vulnerables las reservas del Estado, reducir la importación de líquidos y sustituir el gas de Bolivia. Para tener en cuenta durante el 2022 se van a importar 33 MMm3/d entre GNL y Bolivia, además del gasoil.

En paralelo se abre un espectro de oportunidades para la exportación de energía con millonarios ingresos para el país (ver adelante).

“Podemos aumentar las exportaciones de gas y electricidad a Chile y Brasil, aprovechando los gasoductos que se hicieron en la década del 90, tanto como gas andes, gas pacífico y, para el norte, a través de los gasoductos Norandino y Atacama”, señaló Morkous.

También nombró la opción de exportar a través de la central Térmica Uruguayana, electricidad por la conexión Garabí, la reversión del gasoducto Norte, no solo para reemplazar Bolivia, sino para llegar al mercado de Brasil, también por medio del país vecino.

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Impacto económico

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Para poner en contraste, según datos que compartió el CEO de Tecpetrol en su presentación, Argentina importó en 2022 unos 13.500 millones de dólares entre GNL, gas de Bolivia, energía eléctrica, líquidos y otros productos.

Llevando la producción a los volúmenes proyectados, en 2030 podrían realizarse exportaciones de petróleo por un total de 10.000 millones de dólares por año. Y en el caso del gas, entre exportaciones y reemplazo de importaciones, otros 7.000 millones de dólares anuales extras.

“A 2030 las inversiones acumuladas en upstream, gasoductos, oleoductos y proyectos industriales superaría los 70.000 millones de dólares”, estimó Markous.

Por último, el empresario destacó el avance en la eficiencia y productividad que logró Vaca Muerta en la actualidad y aseguró que la clave fue replicar la experiencia del shale en Estados Unidos.

“Tenemos mismas compañías, tecnología, equipamiento y estamos llegando al mismo largo de pozo y etapas de fractura. Lo que a ellos les llevó de 2007 hasta ahora, nosotros aprovechando esa experiencia, acortamos enormemente los plazos”, concluyó.