ENERGÍA

El shale de Vaca Muerta se acerca al récord y el Plan Gas de invierno tuvo dos ofertas

Las etapas de fractura marcan que la producción se puede recuperar en el corto plazo, tras un año y medio de caída. Tecpetrol y Pampa Energía sumarán más gas en invierno.

Vaca Muerta registró en febrero de 2021 unas 685 etapas de fractura para producir shale, un número que se acerca al récord de marzo de 2019 (cuando fueron 712).

Esto exhibe que la formación de petróleo y gas no convencional se empieza a recuperar después de un año y medio de declive en la actividad, en parte gracias al Plan Gas, que hoy tuvo la presentación de dos nuevas ofertas para abastecer de hasta 4,5 millones de metros cúbicos diarios (MMm3/d) a las distribuidoras y las generadoras eléctricas en el invierno.

Según pudo saber El Cronista, en la ronda 2 del Esquema de Oferta y Demanda 2020-2024 del Plan de Promoción de la Producción del Gas Natural Argentino, Tecpetrol puso a disposición unos 3,5 millones de metros cúbicos diarios (MMm3/d) a un precio de u$s 4,74 por millón de BTU, mientras que Pampa Energía ofreció 1 MMm3/d a u$s 4,68.

Los datos de la actividad petrolera corresponden a la empresa NCS Multistage, que en Argentina comanda Luciano Fucello, y anticipan un mayor nivel de producción en la Cuenca Neuquina en el futuro cercano.

El crecimiento en las etapas de fractura se verifica desde noviembre (cuatro meses consecutivos) y el Plan Gas, que tuvo inicio formal en enero, explica una parte.

La respuesta, de todas formas, no es inmediata: entre que se perfora y se eleva la producción, pueden transcurrir unos seis meses. De hecho, la extracción total nacional de gas en enero continuó en descenso.

Para el shale y el tight, tanto en petróleo como en gas, las etapas de fractura son un mejor indicador de productividad que la cantidad de pozos perforados.

A diferencia de la producción petrolera convencional, en donde más pozos verticales indican una performance superior en producción, en la actividad no convencional pueden extraerse más combustibles en un pozo con varias perforaciones horizontales, en forma de L, a unos 3000 metros bajo la superficie.

La operadora que lideró la actividad en shale fue la estadounidense ExxonMobil, con 196 etapas. La siguió Vista Oil & Gas, con 178, y atrás siguen YPF (122), PAE (73), Pluspetrol (71) y Chevron (45).

Estas firmas trabajan junto a otras socias y perforaron a través de las compañías de servicios como Halliburton, Schlumberger, Calfrac y Weatherford.

Sin tantos incentivos de precios, el tight, en cambio, mostró 20 etapas de fractura de la roca madre, con la Compañía General de Combustibles (CGC, el brazo petrolero de la Corporación América de Eduardo Eurnekian) a la cabeza en Santa Cruz.

Plan Gas

En otro orden, las petroleras presentaron hoy sus ofertas para ampliar el abastecimiento de gas en invierno a través de la ronda 2 del Plan Gas 4.

Tecpetrol (la empresa con la que Techint, de Paolo Rocca, juega en el sector) y Pampa Energía (de Marcelo Mindlin) fueron las únicas que sumarán capacidad, con 4,5 MMm3/d combinados, a un precio 30% superior que el volumen base comprometido durante los 365 días del año, tal como lo establecían los pliegos.

Estas dos empresas ya habían comprometido en la ronda 1 (licitada en diciembre) un volumen de 3 MMm3/d para invierno, mientras que la francesa Total Austral agregará 600.000 metros cúbicos por día.

Pese a que el presidente, Alberto Fernández, dijo este lunes en el Congreso que va a desdolarizar los precios de la energía, las ofertas petroleras se mantienen en dólares.

Los usuarios finales del gas pagan las tarifas en pesos, que las distribuidoras transfieren a los 65 días a las productoras.

El Estado nacional se hace cargo de la diferencia entre lo que cuesta el gas en dólares y lo que pagan los usuarios (por la depreciación del peso, cada vez un menor porcentaje) y lo gira al tipo de cambio oficial a las petroleras.

El sector privado advierte que cambiar esto podría llevar a una baja en la producción y a la necesidad de más importaciones, que se pagan en dólares.

Este 18 de marzo se conocerá el resultado de la compulsa internacional para instalar un barco regasificador en Bahía Blanca, que servirá como puerta de entrada de las importaciones de Gas Natural Licuado (GNL), que a su vez reemplazarán compras de gasoil y fuel oil en el exterior.

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