Oil & Gas

Shell triplicará en Vaca Muerta su producción de petróleo no convencional

La angloholandesa inauguró una nueva planta de procesamiento, en la que invirtió u$s 80 millones. Ya lleva desembolsados más de u$s 1000 millones en la formación y, de la actual fase del plan, le restan por erogar u$s 500 millones. Avanza en el desarrollo masivo de Bajada de Añelo

Tras la inauguración de una nueva planta de procesamiento en Vaca Muerta, Shell apunta a triplicar su producción actual de petróleo no convencional en el país, de los 12.000 barriles diarios actuales de petróleo a 42.000 el próximo año. Por lo pronto, tras la puesta en marcha de la flamante instalación, en la que invirtió u$s 80 millones, la angloholandesa, que está en cuatro bloques de la formación, proyecta terminar 2021 a un nivel de 30.000 barriles por día.

Tras esta inversión, Shell lleva desembolsados más de u$s 1000 millones en la región. De la actual fase del proyecto, restan u$s 500 millones, comunicó su CEO local, Sean Rooney. Por lo pronto, con un compromiso perforación de 30 pozos por año, la empresa invertirá u$s 300 millones anuales, "dependiendo de las condiciones", matizó.

Otra de las iniciativas en carpeta es la construcción de una planta gemela a la inaugurada este mes, también de 30.000 barriles diarios, cuyo lanzamiento estaba previsto ni bien se inaugurara la actual. Pero el proyecto quedó en stand-by por el congelamiento de precios domésticos, por un lado, y la caída, tanto de valores como de demanda, que provocó la pandemia en el mercado internacional.

"Ahora, estamos a la espera de la nueva Ley de Hidrocarburos, para ver cuáles serán las condiciones competitivas del país y del mercado externo, y definir cuál sería el mejor momento para la obra. Estamos listos para empezarla cuando las condiciones estén", aseguró Rooney.

No es el único proyecto a futuro. En la videoconferencia con periodistas, de la que también participó el gobernador neuquino, Omar Gutiérrez, el ejecutivo anticipó que planea lanzar el año próximo la planta piloto para Bajada de Añelo, bloque en el que Shell es socia de YPF y el último de su cartera que, todavía, no está en desarrollo masivo

"Necesitamos hacer 12 pozos más. La planta tendrá 2000 metros cúbicos por día. Es una decisión para los próximos meses. Es un plan firme en nuestros presupuestos. Después de fines del año próximo, en la primera parte de 2023, verás desarrollo allá, Gobernador", le dijo Rooney a Gutiérrez.

"¿Cuándo? Lo vamos a conversar un poquito. Me comprometo a hacer la gestión con casa matriz para que pase a desarrollo masivo en 2022", retrucó el Gobernador.

"Será el próximo anuncio. El año que viene, Sean", insistió Gutiérrez, al cierre de la presentación.

"Yo escucho. Hago todo lo posible", recogió el guante Rooney. 

Por lo pronto, los 42.000 barriles diarios a los que apunta Shell con la reciente planta de procesamiento significarán su máxima capacidad. "Con esta planta, abrimos paso al desarrollo a gran escala de nuestros bloques", destacó el CEO.

Con presencia en la Argentina desde hace más de 105 años, Shell incursionó en el upstream local (extracción de hidrocarburos) en 2012, cuando inició la exploración y explotación de depósitos de petróleo y gas no convencionales en la cuenca de Neuquén.

Actualmente, opera en Vaca Muerta los bloques de Sierras Blancas, Cruz de Lorena, Coirón Amargo Sur Oeste y Bajada de Añelo, y tiene una participación en Bandurria Sur, que opera YPF, y en Rincón la Ceniza y La Escalonada, cuyo operador es TotalEnergies. De los que maneja Shell, dos -Sierras Blancas y Cruz de Lorena- son en sociedad con la estatal provincial Gas y Petróleo de Neuquén (GyP); una -Coirón Amargo Sur Oeste-, con esa empresa y con Vista Oil & Gas -hasta que se apruebe la venta del 10% que conserva a Shell-, y Bajada de Añelo, con YPF.

La nueva Central Processing Facility (CPF), que empezó a funcionar el 1 de junio, está emplazada junto a la anterior Early Production Facility (EPF), en el bloque de Sierras Blancas. A la CPF, se destinará la producción de los bloques que opera Shell en la zona para su separación, procesamiento e inyección en los ductos de transporte. Más de 3000 personas participaron en su construcción, a un promedio de 400 por día, con un pico de 700 en el tramo más intenso de actividad. Equivalieron a 1,5 millones de horas-hombre. Más del 90% de la mano de obra fue argentina y el 70% de los insumos, de proveedores locales.

Shell lleva más de 50 pozos perforados en Vaca Muerta y su producción, de 15.000 barriles diarios promedio, le permitió alcanzar el abastecimiento pleno de la EPF a fines del año pasado.

"La puesta en marcha de esta nueva planta de procesamiento representa un paso importante en la historia de Shell en la Argentina", celebró Rooney, en un evento en el que, además de Gutiérrez, participaron el presidente de GyP, Alberto Sagesse, y Sebastián Reggis, gerente de Operaciones de Shell Argentina. 

"Este desarrollo es un ejemplo del largo plazo de las inversiones energéticas. Tomamos la decisión hace más de dos años, cuando no podíamos anticipar todo lo que sucedería, como la caída de demanda y de precios, a lo que después la pandemia complicó muchísimo. Y, además, las complicaciones locales, como el congelamiento de precios domésticos y algunos conflictos sociales", reseñó el CEO. Lo último, en relación a los cortes de rutas que hubo en Neuquén por reclamos docentes y que afectaron severamente la producción energética en abril.

"Pero ya tenemos bastante experiencia y capacidades para enfrentarlo", puntualizó Rooney.

Entre todos sus bloques, agregó el CEO, Shell tiene un potencial superior a los 70.000 barriles diarios. "Si las condicones y resultados son competitivos, podemos construir otra planta igual a la que estamos lanzando hoy en los próximos años", señaló. Agregó que, con los resultados esperados de los pozos y los trabajos hechos, la operación está alcanzando niveles de eficiencia competitivos con los Estados Unidos.

"Nuestro foco en los próximos años estará en llenar esta planta. Perforar más de 30 pozos por año y llevar la producción a capacidad total el año próximo. Esperamos llegar a los 30.000 barriles antes de fin de este año. Hay mucho por hacer. Tenemos activos muy interesantes y ricos en la cuenca. Y, a largo plazo, un plan de desarrollo fuerte", indicó.

"Las áreas están dentro de las mejores de nuestro portafolio. Lo de hoy es sólo un paso de nuestro compromiso con la Argentina y con Neuquén", remarcó el ejecutivo.

"Somos inversores de largo plazo. Es necesario seguir, a pesar de los cambios y de la coyuntura. Nuestro plan, hoy en día, es trabajar con cuatro equipos, de forma permanente, para hacer más de 30 pozos por año en 2021 y 2022 y, así, llenar la planta", subrayó.

"Con este incremento de producción, también esperamos exportar más. Además de abastecer al mercado doméstico, creceremos en cantidad y frecuencia las exportaciones", dijo. Explicó que los precios actuales reflejan la mayor demanda de crudo, producto de la recuperación de las economías del mundo. "La recuperación seguirá por un rato", vaticinó.

Rooney mencionó que Shell ya exportó cuatro buques de crudo de tipo medanito. "Y cada uno recibió mejor precio que el otro. Los mercados internacionales están reconociendo al crudo medanito", afirmó.

Su expectativa es exportar entre 25% y 30% de la producción. "Dependerá de cuánto necesita el mercado doméstico. Si los precios locales son competitivos, debería darnos lo mismo venderles a las refinerías o exportar", aseguró.

En buena parte, eso dependerá de los mecanismos de arbitrajes que incluya, si es que lo hace, la Ley de Hidrocarburos que boceta el Gobierno. "Nuestra expectativa es que la ley sea competitiva. Debe contemplar el acceso a precios internacionales o de mercado, y el acceso a las divisas. Son dos puntos principales. Me gustaría conocerla. Pero, mi opinión, es que debe ser competitiva en comparación a las posibilidades de inversión en otros lugares", sostuvo.

Advirtió que los plazos de definición se achican. "El tiempo es ya. El recurso de gas y petróleo de Vaca Muerta tiene una ventana para su desarrollo. La oportunidad para la Argentina es ahora", enfatizó. 

"La oportunidad para aprovechar los recursos hidrocarburíferos, en promedio, son 30 años. Y la riqueza está en el subsuelo", afirmó Gutiérrez. "Si algo permitió esta pandemia, fue que la producción de Vaca Muerta penetre en los mercados internacionales, comprobando el mundo entero la calidad y la excelencia de este recurso", remarcó el mandatario, quien se quejó de no haber visto, todavía, el proyecto de ley que trabaja el Gobierno.

"Lo que Shell pueda exportar dependerá del nivel de producción que tengan las cuencas, del nivel de demanda del mercado interno y de cómo se resuelve esto entre los distintos productores. Entiendo que la ley viene a zanjar este tema. La respuesta a eso no depende de Shell: depende del debate", enfatizó.

En relación a la inversión de Shell, Gutiérrez recordó que, en 2020, durante la pandemia, la angloholandesa fue la segunda petrolera en cantidad de pozos perforados y desarrollados, con 32 sobre los 140 hechos en la Cuenca Neuquina el año pasado. "Shell tiene un horizonte garantizado ahora, con esta ampliación de su planta de procesamiento para triplicar su producción", destacó.

"El año pasado, Shell invirtió u$s 330 millones sobre u$s 2000 millones que hubo en la cuenca. Llevó adelante, mantuvo firme el rumbo, en el medio de un temporal, de una guerra, una tragedia, como lo fue la pandemia", distinguió.

"Para avanzar con desarrollo masivo, era necesario que se hicieran estas obras", agregó, minutos antes de instar a Rooney a acelerar el salto a desarrollo masivo de Bajada de Añelo.

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