Las señales de la actividad hidrocarburífera que no pueden ser ignoradas

Por Alex Valdez (*)

En la época en que nos encontramos hemos alcanzado un nivel máximo de estándar de vida, que solo con nuestra inteligencia podremos superar en el futuro próximo, el cual se presenta con desafíos importantes, obligando a las generaciones futuras a estar preparadas.

Dentro de los avances que se lograron es muy útil conocer los acontecimientos que se fueron dando para llegar al momento en que nos encontremos, para de esta manera analizar, sacar conclusiones y evitar cometer los mismos errores en el futuro que se nos viene encima.

En esta oportunidad, siempre hablando del desarrollo hidrocarburífero en el país como también en mi provincia, Neuquén, quiero referirme a esta futura ampliación del transporte de gas que en estos días se encuentra en los titulares de los portales. Abriendo discusiones de diversos sectores políticos, como una obra de importancia para poder evacuar mayores caudales de gas proveniente de formación Vaca Muerta.

En cuanto al petróleo, es necesario ampliar la capacidad de transporte de petróleo a través de la red cuya concesión se encuentra en cabeza de Oleoductos del Valle (Oldelval), la cual fue otorgada en 1992, y su vencimiento ocurre durante 2027.

Lo primero que puedo decir es que hubo señales que se fueron observando a partir de finales de 2016, desde la Autoridad de Aplicación de Neuquén, que fueron comunicándose, fundamentalmente hacia la secretaría de Energía de la Nación.

Señales que surgieron desde las funciones que tiene la autoridad local en el control de la actividad, que en ese sentido Neuquén tiene una tradición, pues los recursos provenientes de esta actividad son significativos.

La provincia tiene un presupuesto que es alimentado en importantes porcentajes por los ingresos que genera esta industria. Por esta razón, es una obligación realizar el seguimiento de la producción, reservas, actividad, inversiones, como también por supuesto, el precio que se obtiene como referencia para cada uno de estos productos.

---

Controles más rigurosos

---

A partir de la sanción de Ley 26.197 en enero de 2007, llamada ley corta, se intensificaron estos controles por parte de la provincia, fundamentalmente en las inversiones y trabajos que realizan las operadoras.

A su vez, como consecuencia de las renegociaciones o extensiones de concesiones previstas por la Ley 17.319, la provincia fue la ejecutora de concretar, durante 2008 a 2010, las mencionadas prórrogas por 10 años a partir de sus vencimientos. Así se fueron conociendo los planes de cada operadora para años sucesivos.

Es útil saber que todavía no se desarrollaba la explotación no convencional, cuestión que se inicia a partir de 2010, en forma incipiente.

Hasta esos momentos la producción de hidrocarburos de la provincia tenía una declinación preocupante, con estas prórrogas se puede decir se estaba ‘ganando tiempo’ para los próximos períodos.

Con el transcurrir de las manecillas del reloj, se fueron consolidando las funciones de la autoridad de aplicación, en la que, entre otros requisitos hacia las operadoras, se solicitó la presentación de todas aquellas obras relacionadas con la explotación de hidrocarburos, que requerían inversiones de capital, perforaciones de pozos, construcción de instalaciones superficiales, plantas de tratamiento, líneas de conducción, ramales, etc.

También se inició un relevamiento e inventario de equipos y herramientas de la industria.  

La explotación no convencional requirió un mayor seguimiento de parte de la provincia, lo cual obligó a realizar mayores trabajos de gabinete, a los efectos de ir conociendo los resultados que obtenían.

---

Los inicios de Vaca Muerta

---

En abril de 2012, la decisión del gobierno nacional de expropiar el 51% de las acciones de la empresa YPF, sumado a la sanción de la Ley 27.007 en octubre de 2014, se decide avanzar en el desarrollo de explotación de formación Vaca Muerta. La cual ya tenía un informe positivo de la Agencia Internacional de la Energía (EIA) de Estados Unidos, que la ubicó en primeros lugares de recursos no convencionales, tanto de gas como de petróleo.

Estos hechos importantes, exprimieron la inteligencia de los integrantes de la autoridad de aplicación, a fin de acompañar y monitorear este nuevo desarrollo. A su vez significó una nueva oportunidad para Neuquén como también para el país, por lo que también era una obligación como custodia de ese inmenso recurso que se estaba conociendo.

La producción de petróleo y gas en Neuquén, de acuerdo a datos oficiales, frena su declinación entre 2012 y 2014, siendo la misma evacuada por las instalaciones de los transportistas de gas TGN y TGS, como también de Oldelval, las que tenían capacidades máximas que no eran alcanzadas en esos momentos.

A medida que avanzó el desarrollo de Vaca Muerta, sobre todo a partir de 2015, momento en que se cambió el diseño de pozos. Se volcó a la perforación de pozos horizontales que alcanzan mayores longitudes, permitiéndose así realizar mayores cantidades de etapas de fractura.

De esta forma se obtuvieron mejores caudales iniciales, cuestión que se observó en la estructura dedicada de la autoridad local. Con los nuevos programas que se iban presentando por las operadoras, se realizaron proyecciones teniéndose en cuenta las capacidades máximas de cada ducto troncal.

---

Fortín, la primera señal

---

Luego del inicio del desarrollo del área de Vaca Muerta, Fortín de Piedra, se visualizó una alarma en los gasoductos troncales.

Esta alarma, de acuerdo a los técnicos y profesionales de la autoridad de aplicación, era que se alcanzaría la máxima capacidad de los gasoductos que inician en Neuquén y que conducen al resto del país, en las épocas invernales. Una situación que provocó reuniones con representantes de la secretaría de Energía y del Enargas, con el objetivo de remarcar la necesidad de realizar ampliaciones o un ducto nuevo.

Estas reuniones fueron realizadas a partir de 2017 y continuaron casi hasta final de la anterior gestión que terminó en diciembre de 2019.

Como se conoce, esa gestión realizó en julio de 2019 una licitación pública, nacional e internacional para una licencia de transporte que podía evacuar el gas que se estaba produciendo desde Vaca Muerta.

La actual administración nacional, después de idas y vueltas, anuló la mencionada licitación y luego otorgó, en forma directa, la concesión del gasoducto a la empresa pública Integración Energética Argentina (IEASA).

Esta nueva decisión tiene una programación de apretados plazos, desarrollada por organismos nacionales, que no deja mucho margen a incumplimientos, en mi modesta opinión.

Por el otro lado, el oleoducto operado por Oldelval, que tiene su vencimiento de concesión en 2027, fue readecuando sus instalaciones a los nuevos volúmenes, pero también con sus nuevas calidades, muy diferente al anterior crudo que se conocía como Medanito.

Las restricciones que hoy vemos también fueron planteadas en las variadas reuniones que hubo en la secretaría de Energía de Nación, sin embargo, hasta el presente no existe definición.

Estoy hablando sobre transporte de gas y de petróleo, que es diferente la operatividad en cada caso, pero no olvidemos que se producen juntos en cada pozo, en diferentes proporciones, por supuesto. Luego de pasar por diversas instalaciones se vuelcan a estos ductos, y así viajan a cada zona de consumo o refinería.

---

Evitar errores no forzados

---

Con una visión hacia el horizonte, teniendo en cuenta la historia que se desarrolló y los ejes que se mencionaron en este artículo, se debe proyectar y planificar de mejor manera el futuro que está a la vuelta de la esquina, por decirlo de alguna forma. 

Es de vital importancia que se tomen en cuenta las señales que se van generando, de la mano de los niveles de producción y de los planes de las empresas, que son recopilados por la autoridad de aplicación, para que los proyectos no vuelvan a estar condicionados por las restricciones en el transporte.

---

(*) El autor es Ingeniero Industrial Químico, egresó en la Facultad de Ingeniería de la Universidad Nacional del Comahue. Desde 1986, desarrolló sus actividades en el sector hidrocarburífero de la Provincia del Neuquén, participando como representante provincial en la Organización de Estados Productores de Hidrocarburos (OFEPHI).

Desde 2008, fue director provincial de Hidrocarburos de Neuquén hasta noviembre de 2019, como también representante en el Directorio de Hidroeléctrica El Chocón S.A, cuyo mandato termino en marzo de 2020.

En la actualidad desarrolla, tareas de Asesorías y Consultorios relacionadas con la experiencia adquirida.