Ante la falta de capacidad de transporte y las trabas en las importaciones dos empresas acordaron un cambio en el plan de inversión de un bloque. Por la modificación, Provincia les aplicó una sanción de 2 millones de dólares bajo la figura del Bono de Readecuación del Plan de Inversiones.

El acelerado crecimiento de la producción de petróleo de Vaca Muerta es, sin dudas, una buena noticia. Pero a la vez genera toda una serie de problemas derivados de la saturación de la capacidad de evacuación que incluso han llegado a pasarle una factura millonaria a dos empresas.

Como se sabe, una de las grandes ventajas que encontró Vaca Muerta en sus inicios fue la de estar ubicada justo debajo de una zona que ya contaba no solo con plantas de tratamiento, sino también con grandes redes de transporte tanto para gas como para petróleo.

La era dorada de ambos hidrocarburos había quedado atrás hacía más de una década, y tanto los gasoductos como los oleoductos tenían vasta capacidad ociosa, a la espera de la nueva producción shale.

Y la producción no solo llegó, sino que incluso lo hizo antes de lo esperado, poniendo en jaque los planes de ampliación que se tenían en el segmento del petróleo -que a diferencia de los grandes gasoductos se trata de obras financiadas por las empresas privadas.

Antes de la pandemia, la compañía que administra la enorme red de oleoductos que va desde Neuquén a Puerto Rosales, Oldelval, tenía un plan de expansión ambicioso: el Plan Vivaldi.

Sin embargo en 2019 “pasaron cosas” que hicieron frenar ese programa, fundamentalmente un freno en las inversiones y el ritmo de crecimiento al calor del DNU que congeló y pesificó el precio del petróleo.

Como dicen que las malas no vienen solas, poco después llegó la pandemia y con ella la híperestricta cuarentena que esmirrió el consumo de petróleo del país.

Desde Oldelval se lanzó entonces un plan muleto, una suerte de mini ampliación para estar acorde a lo que sucedería en 2021. Se trató de un plus de 50.000 barriles por día en sus líneas gracias a trabajos de comprensión y polímeros.

Pero ahí fue donde el rendimiento de Vaca Muerta metió la cola y disparó la producción de la cuenca por encima de los cálculos que se tenían, llevando a que en octubre de este año, la ampliación hecha ya estuviera totalmente colmada.

La firma, conformada por varias de las principales productoras de petróleo de la Cuenca Neuquina, lanzó luego de reclamar una extensión de su concesión, un gran plan de ampliación.

De hecho, la preventa de capacidad de transporte sobrepasó las expectativas y llevó incluso a que el programa Duplicar, que preveía literalmente duplicar la capacidad de la red troncal, terminara poniéndose en marcha como en plan Duplicar Plus, con más volumen de lo planificado.

Ahora bien, la primera etapa de esta ampliación se espera que esté lista a principios del año que viene, por lo cual se trata de más de un año -desde octubre del año pasado- de capacidad de transporte saturada.

Y esta situación derivó -junto con otros factores- en una millonaria penalización que el gobierno neuquino acaba de imponerle a dos empresas que, entre la espada y el caño- debieron reformular el compromiso de inversión que habían pactado hace apenas un año.

Se trata en concreto de las empresas Shell e YPF que son socias al 50% del bloque Bajada de Añelo, un área orientada a la producción de petróleo que es operada por Shell y por la que en noviembre del 2021 las firmas pasaron a desarrollo masivo con un plan de inversiones de 300 millones de dólares a ejecutar en tan solo dos años.

Este último punto, el plazo acotado para este primer gran desarrollo del área, fue el que no cuajó con la capacidad de transporte disponible en la zona.

El pasado 13 de enero el gobierno neuquino publicó el decreto 13/2023 por medio del cual se aprobó, por un lado, una modificación en el plan de inversiones que las empresas habían comprometido en noviembre del 2021.

En números
16
pozos se habían comprometido las empresas a realizar a diciembre del 2023. Ahora los postergaron hasta el 2024.
En ese momento, las firmas plantearon una inversión estimada de 300 millones de dólares entre 2022 y 2023 para realizar 16 nuevos pozos, una planta de procesamiento de 2.500 metros cúbicos de petróleo (15.500 barriles) y de 2 millones de metros cúbicos de gas natural, además de un sistema de captación, con oleoducto y gasoducto de evacuación.

Sin embargo, el año pasado las empresas comenzaron a dialogar con el gobierno provincia una modificación en este plan, no solo a raíz del cuello de botella en la capacidad de transporte, sino también por otros factores externos como son los problemas para la importación de insumos y equipos.

En números
300
millones de dólares es la inversión total que realizarán las firmas en el área hasta 2024.
El nuevo plan de inversiones acordado con el gobierno neuquino, lo que hace es postergar prácticamente un año el plazo de los trabajos. De forma que la mitad de los nuevos pozos (8) estarán listos a marzo del 2024 y los restantes en ese año, alcanzándose así la producción de 2.000 metros cúbicos (unos 12.500 barriles) para el 2025, pero con la advertencia de que la misma dependerá de que la ampliación de Oldelval se de en tiempo y forma.

Las firmas además ratificaron que los trabajos que ahora se extenderán entre este año y el que vienen implican una inversión de 300 millones de dólares, tal la acordada inicialmente.

Sin embargo, el mismo decreto 13/2023 impone una suerte de penalización, la aplicación de un bono, en este caso el Bono de Readecuación de Plan de Inversiones en Pre Desarrollo, por una suma total de 2 millones de dólares.

La norma fija que el pago se realizará según la participación de cada empresa en el bloque, es decir un millón de dólares por parte de Shell y otro millón de parte de YPF.

La aplicación de este bono, que sorprende a varias de las empresas con presencia en Vaca Muerta, fue aceptada por las operadoras no solo ante la imposibilidad de avanzar con la producción de Bajada de Añelo, sino también ante el hecho de que postergar el salto productivo de esta nueva área les permite a las empresas utilizar el cupo de barriles que puedan conseguir para los grandes desarrollos que ya tienen en marcha, y en los cuales las obras de tratamiento y evacuación interna ya están realizadas.

Fuente: Rio Negro