Vaca Muerta: un inesperado cuello de botella obliga a cerrar pozos petroleros y a ralentizar la producción

18/11/2021

Vaca Muerta: un inesperado cuello de botella obliga a cerrar pozos petroleros y a ralentizar la producción

La complicación surge por un retraso en las obras de mantenimiento del ducto que conecta casi la totalidad de los pozos de la cuenca neuquina con el centro de distribución en Buenos Aires.

Un inesperado cuello de botella comenzó a impactar en los planes de producción de las empresas petroleras que operan en Vaca Muerta. Según publicó La Nación, se trata del ducto que conecta casi la totalidad de los pozos de la cuenca neuquina con el centro de distribución en Buenos Aires, donde se almacena y se envía una parte a las refinerías y otra para exportación.

Sucede que el retraso en obras de mantenimiento de este ducto le puso un límite a los volúmenes de crudo que las productoras pueden evacuar, y esto ya generó que varias compañías tengan que frenar producción.

Algunos actores del sector dicen que es un problema que se podría haber evitado si la empresa a cargo de la concesión, Oldelval, hubiera acelerado las inversiones en mantenimiento de este ducto de 1700 km, que se extiende desde Rincón de los Sauces y Plaza Huincul, en Neuquén, y finaliza en Puerto Rosales, al sur de Buenos Aires, en Punta Alta. En el medio atraviesa las provincias de Río Negro y de La Pampa.

La paradoja es que los dueños de Oldelval son las mismas empresas productoras. La composición accionaria está conformada por YPF (37%), Exxon Mobil (21%), Chevron (14,5%), Pan American Energy (11,9%), Pluspetrol (11,9%), Tecpetrol (2,1%) y Pampa Energía (2,1%).

Fuentes de la compañía explicaron a LA NACION que, por la pandemia, muchas de las obras que habían comenzado tuvieron que ser suspendidas. Además, indicaron que la producción de petróleo creció a un ritmo mucho mayor al esperado. “Tenemos una planificación en la cual todos los clientes cargan al sistema los volúmenes que van a entregar y los niveles actuales que observamos no son los que teníamos previsto”, comentaron.

Ante esta situación, la compañía anunció anteayer que destinaría una inversión de US$50 millones para aumentar paulatinamente la capacidad de bombeo de los actuales 35.000 metros cúbicos por día (m3/d) que están operativos a 42.000 m3/d para julio del año próximo. En realidad, es una recuperación de la capacidad de bombeo original que tenía el ducto cuando el Estado le dio la concesión al sector privado, en 1993.

“Se demoraron en hacer las ampliaciones que tenían comprometidas hace un tiempo, porque nunca creyeron que la producción iba a crecer tanto y tan rápido”, se quejaron en una petrolera internacional que admite que deberá bajar el ritmo de producción. “¿Para qué hacer más pozos si luego tenemos que cerrar producción?”, indicaron con pedido de reserva de su nombre.


Oldelval es de YPF (37%), Exxon Mobil (21%), Chevron (14,5%), Pan American Energy (11,9%), Pluspetrol (11,9%), Tecpetrol (2,1%) y Pampa Energía (2,1%).

Esta limitación ocurre en un contexto en el cual hay una brecha de más de US$20 entre el precio local del barril de petróleo (US$55) y el Brent (US$80), la cotización internacional que se toma de referencia en la Argentina. Para lograr que se mantenga el precio doméstico de la nafta y el gasoil sin cambios desde mayo fue importante que las petroleras pudieran exportar los excedentes a valores altos. Al limitar ahora esta posibilidad, se tensan aún más las negociaciones entre las productoras y las refinadoras por aplicar un aumento del precio interno del crudo.

El cuello de botella trajo aparejado otros problemas. En primer lugar, a diferencia de los gasoductos, donde la capacidad de transporte se licita, el ducto es abierto y cada empresa puede cargar crudo a la red sin contratos prestablecidos, lo que en la jerga del sector se llama open season. Sin embargo, según la ley de Hidrocarburos, tienen prioridad de despacho las empresas accionistas de Oldelval, lo que también genera malestar en el resto de las empresas.

Pero esta parálisis en la producción no es la única preocupación de las compañías. En cinco años vence la concesión del ducto y, al no haber certidumbre sobre qué ocurrirá luego, las empresas accionistas no tienen señales para invertir en obras de mayor envergadura.

Por ejemplo, la compañía debe reacondicionar cuatro estaciones de bombeo, que llevan dos equipos cada una (uno principal y otro secundario, con turbinas de avión). Cambiar cada una cuesta alrededor de US$17 millones. Solo avanzar con estas obras requeriría una inversión de US$136 millones. Asimismo, cada kilómetro nuevo de ducto cuesta US$500.000 por los materiales que son necesarios. Esta falta de mantenimiento está forzando el sistema, según advierten en el sector, que también es sensible por su posible impacto en el medio ambiente.

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