El caño inaugurado por Shell, con participación de PAE y Pluspetrol, permitirá transportar el 45% de la producción actual no convencional de esta formación. Los cuellos de botella que soluciona y los limitantes que aún persisten.
Las obras de midstream no suelen acaparar una gran atención entre la industria energética. Sin embargo, el encuentro de la plana mayor del sector en pleno corazón de Vaca Muerta para celebrar la inauguración del oleoducto Sierras Blancas-Allen da cuenta de un hecho significativo que lleva a preguntarse cuál es la característica que destaca a esta iniciativa impulsada por Shell además de su enorme capacidad de transporte que representa un 45% de la producción actual no convencional de esta formación neuquina.
El acto del que participó EOL no sólo contó con la presencia de las tres empresas que integraron el consorcio (Shell con un 60%, PAE con un 25% y Pluspetrol con un 15%), las contratistas que llevaron a cabo la construcción (Techint y SIMA) y la operadora del ducto (Oldelval); sino también con el presidente de YPF Pablo González y la secretaria de Energía, Flavia Royón, entre otros actores importantes.
A su vez, el evento tuvo la particularidad de ser el motivo de la primera visita a Vaca Muerta de un ejecutivo de Shell de la talla de Paul Goodfellow, Vicepresidente de Aguas Profundas, algo que muchos relacionaron con el interés en el offshore de esta compañía, pero que allegados a la misma desmintieron ante la consulta de este medio y afirmaron que su paso por Argentina se debió exclusivamente a la importancia de esta obra y los planes para el no convencional. El discurso del directivo coincidió con ese mensaje, ya que se limitó a hablar del potencial de la formación neuquina, a la que calificó como la posible “Permian de Sudamérica”, en caso de desarrollarse en plenitud.
Por su parte, el presidente de Shell Argentina, Ricardo Rodríguez, destacó que se trata de la primera inversión privada en midstream en Vaca Muerta y la primera de Shell en el país en sus más de 100 años de actividad. “El mayor desafío técnico de la cuenca en el corto plazo está en la evacuación de la producción de nuestras operaciones”, dijo.
El caño de 105 kilómetros tiene como cabecera la localidad de Sierras Blancas, donde Shell cuenta con dos plantas de tratamiento que suman una capacidad para 42.000 barriles diarios. A lo largo de su traza, atraviesa áreas de concesión de las otras dos compañías que financiaron los casi 100 millones de dólares del ducto como PAE y Pluspetrol y llega hasta el nodo central de Allen, donde empieza el caño troncal de Oldelval que va hasta Puerto Rosales, Bahía Blanca.
Con 125 mil barriles diarios de capacidad, el caño libera el cuello de botella que tenían estas empresas para poder aumentar su producción, ya que en gran parte tenían que despacharla por camiones, lo que más allá de su mayor costo también impone un techo técnico.
No obstante, hasta que Oldelval no vaya inaugurando las distintas etapas de su Proyecto Duplicar, el oleoducto que encabezó Shell no va a poder trabajar a toda marcha. Es por eso que todas las firmas ahora miran hacia el Pacífico y esperan con ansias el inicio de operaciones del ducto de OTASA para exportar a Chile y, así, la producción de Vaca Muerta pueda seguir escalando y no se vea paralizada por estos problemas de infraestructura.
Si bien la puesta en marcha en un principio estaba pensada para el primer trimestre de este año, distintas complicaciones en las pruebas de integridad hicieron que, ahora, el gobernador Omar Gutiérrez mencione como fechas más probables los meses de abril o mayo. A pesar de ello, el mandatario neuquino mantuvo sus proyecciones para el 2023 y reafirmó la meta provincial de 400 mil barriles diarios de producción de crudo, un tercio más que lo registrado a fines del año pasado. En tanto, anticipó que las exportaciones de petróleo se duplicarán para totalizar los 3.755 millones de dólares.
Gutiérrez también sostuvo que la inversión estimada para esta temporada crecerá al mismo ritmo que la producción (33%) para alcanzar el récord de 8.000 millones de dólares, algo que podría potenciarse con la extensión de los beneficios del decreto 929 hacia otras compañías, que el ministro Massa ya confirmó para Shell en la previa del acto de este martes. La norma habilita a exportar el 20% de la producción de hidrocarburos sin retenciones y disponer libremente de las divisas generadas por esas ventas en los nuevos desarrollos iniciados a partir del año de presentación, que en Shell data del 2015 según manifestó Royón.
