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Producir ya no alcanza. Para quedarse con un área nueva en Vaca Muerta, una petrolera tendrá que explicar también por dónde va a sacar el crudo. Esa es la condición que el Gobierno de Neuquén incorporó para otorgar concesiones en Vaca Muerta. La anticipó el ministro de Energía, Gustavo Medele, en una entrevista con un medio de Buenos Aires difundida este fin de semana. Las empresas deberán presentar su plan de producción, pero además el esquema para transportar los barriles adicionales que generen sus proyectos. Se trata de las Concesiones de Explotación No Convencional de Hidrocarburos (CENCH), el permiso que habilita a producir petróleo y gas de la roca madre en un bloque determinado. La medida busca evitar que la extracción crezca más rápido que los ductos que la evacúan.
Por qué ahora: los oleoductos están cerca del tope
El cambio responde a una transformación del mapa de infraestructura de la Cuenca Neuquina. Hace pocos años, la capacidad de los oleoductos no era una restricción. Sin embargo, el salto de la producción de petróleo empezó a tensionar el sistema. “Una concesión que no tenga definida cómo va a evacuar, hace 5 o 6 años no era un problema porque había capacidad, hoy sí lo es”, resumió Medele. Según el ministro, tanto el sistema Vaca Muerta Oil Sur (VMOS) como el proyecto Duplicar de Oldelval están próximos a completar su capacidad disponible. Por eso la provincia decidió mover la discusión hacia adelante: antes de firmar, quiere saber adónde irán los barriles.
Medele estimó que Vaca Muerta tiene hoy una capacidad operativa potencial de entre 850.000 y 900.000 barriles diarios, contando pozos, infraestructura y equipos disponibles. El problema, entonces, ya no pasa solo por perforar más o sumar etapas de fractura. También hacen falta oleoductos, plantas, almacenamiento y capacidad de evacuación para llevar ese petróleo a las refinerías y, sobre todo, a los mercados de exportación. Sin ese correlato, el crecimiento de la producción queda atrapado en el yacimiento.
Ductos propios o aporte proporcional: qué les pide la provincia
El objetivo oficial no es frenar el otorgamiento de áreas, sino que cada proyecto tenga resuelto de antemano el destino de su crudo. La fórmula tiene dos carriles. Las petroleras que dispongan de capacidad de transporte podrán avanzar con ductos propios. En cambio, las que no la tengan deberán sumarse a proyectos de infraestructura de manera proporcional. “No es conducente trabajar si una operadora piensa producir, por ejemplo, 100 barriles y no tiene adónde ponerlos”, planteó el ministro. La discusión que Neuquén quiere instalar, dijo, es “saber dónde piensan poner los barriles que van a producir”. Las nuevas concesiones en Vaca Muerta quedan así atadas a esa respuesta.
La provincia ya trabaja con las empresas transportistas para proyectar las necesidades de los próximos años. Entre las alternativas aparece un nuevo “Triplicar” de Oldelval, que ampliaría otra vez el sistema troncal. Otra opción es un ducto que capte la producción de la zona norte de Vaca Muerta y la traslade hasta Allen, en Río Negro. Ninguna de las dos está definida, pero ambas marcan por dónde piensa el gobierno provincial la próxima etapa de la infraestructura energética de la región.
Las otras condiciones: bono del 6%, GyP y 15 bloques en licitación
La exigencia de evacuación se suma a otras condiciones que Neuquén viene incorporando para las nuevas áreas. Una es el bono anticipado para infraestructura del 6% de las regalías. Otra es la obligación de asociar a Gas y Petróleo del Neuquén (GyP), la empresa estatal provincial, con una participación del 10%. Mientras tanto, la provincia avanza con la licitación de 15 bloques no convencionales, una nueva etapa de expansión de la actividad en Vaca Muerta. Por eso la señal a las operadoras es doble: hay áreas para ofrecer, pero con condiciones más caras y más exigentes para la inversión.
El mensaje del Gobierno de Neuquén es claro. Para obtener nuevas concesiones en Vaca Muerta ya no basta con demostrar cuánto petróleo se puede producir; también hay que explicar cómo y por dónde va a salir. Lo que viene ahora es la aplicación práctica. Habrá que ver cómo se evaluarán esos planes de transporte en la licitación de los 15 bloques. También cuál de los dos ductos —el Triplicar o el sistema del norte— gana la carrera contra el tope del midstream. De esa definición depende que la producción potencial de la cuenca encuentre salida y no quede varada en el yacimiento.