FERNANDO CASTRO

El ministro de Energía y Recursos Naturales de Neuquén, Alejandro Monteiro, trazó el cuadro de situación de Vaca Muerta en este tramo de la pandemia del COVID-19.

Señaló que los principales bloques productores neuquinos deben seguir ganando en competitividad para aprovechar la ventana de oportunidades del crudo, delineó el corto plazo del mercado del gas y se refirió también a la ley de incentivos al sector petrolero que, consideró, incluirá "las herramientas correctas", si bien sostuvo que hay que verificar si los niveles de exportaciones que se permitirán y el acceso a divisas apuntalarán un nuevo salto en la producción.

Monteiro destacó la necesidad de incrementar la capacidad de transporte para garantizar el futuro del gas y de las obras en el Oleoducto Trasandino que permitirían una  salida posible con excedentes hacia Chile: 

A continuación, algunos de los principales ejes que tocó con  Plus Energético

+ La pandemia, una posible salida del peor escenario del COVID y el corto plazo en Vaca Muerta:

“Está sucedido lo que decíamos que iba a pasar en Vaca Muerta hace dos años. El decreto 566 en el 2019 (techo al precio del crudo y a la cotización del dólar para el petróleo) había frenado el desarrollo previsto para los distintos bloques en fase piloto. Y luego llego la pandemia, que profundizó el parate. Después surgieron posibilidades: se trabajó en eficiencia luego de un 2020 muy complicado con actividad en cero en algunos meses, hoy con la recomposición de la demanda transitamos un 2021 en el que la actividad rebotó a valores casi de prepandemia. La producción de los distintos proyectos de la ventana de petróleo y el impulso del Plan Gas.Ar nos muestran muy buenos niveles de actividad. Los datos de julio marcan unos 200.000 barriles en promedio diario y en el caso del gas con unos 80 millones de metros cúbicos diarios de promedio. Esperamos que la actividad se mantenga en los próximos meses”.

+ El Brent y el mercado del futuro para Vaca Muerta:

“Sin poder definir si llegamos al techo de producción de crudo a nivel global, o todavía falta por crecer, y entendiendo que la ventana de futuro del crudo es acotada, se habla de 15/20 años y luego una reducción paulatina, el gran desafío es lograr la competitividad para todo el petróleo que podamos producir. Y generar condiciones que hagan que el crudo de nuestro país sea igual o más competitivo que el resto para captar esos mercados. Es un poco lo que se discute en la ley de inversiones hidrocarburíferas: captar los capitales para poder exportar la producción a los valores internacionales para poder competir de igual a igual en el mundo”.

+ La ley de incentivos al sector petrolero:

“Nosotros como parte de la organización de estados productores de hidrocarburos (Ofephi) vemos que las herramientas que se plantearon son las que la industria estaba requiriendo, en términos de niveles de exportación en firme y de acceso al mercado de divisas. Creo que la discusión es ver si los niveles de exportaciones o acceso a divisas son los que permiten apalancar las inversiones que necesitamos atraer. Las herramientas son las correctas. Un poco lo que esta en discusión es si habrá un mayor nivel de volúmenes exportables y en consecuencia un mayor nivel de acceso al mercado de divisas, y si eso puede mejorar las condiciones, porque lo que estamos buscando es darle competitividad a la producción argentina por sobre otros proyectos con los que hay que competir en el mundo”.

+ La salida del petróleo a Chile:

“La necesidad (de poner a punto) el Oleoducto Trasandino surge a partir de la proyección que estamos viendo en la producción de la Cuenca Neuquina. Sabemos de la evacuación hacia Puerto Rosales (Bahía Blanca) en todo el sistema que administra Oldelval, sabemos cuánto puede demandar la refinería de Luján de Cuyo y la de Plaza Huincul (ambas de YPF). La salida a chile hace a las oportunidades de otros mercados para el crudo. Hemos tenido charlas con Oldelval y la Secretaria de Energía, por la puesta en condiciones del Oleoducto Trasandino. Sabemos que hay avances del lado chileno con los trabajos que se tienen que llevar adelante, y sabemos que esos trabajos van a demandar entre 12 y 18 meses. Y para eso tenemos que tener ciertos compromisos en los niveles de producción que hagan sentido poder alcanzar los niveles mínimos que requiere la puesta en funcionamiento del servicio: un mínimo del 30% de su capacidad, unos 30 mil barriles diarios para poder ponerlo en condiciones operativas y es lo que tenemos que ir concatenando para que las empresas puedan incrementar la producción, para alcanzar en un futuro crudo para refinación en Chile o para la exportación desde puertos desde el vecino país”.

+ Los planes piloto y los desarrollos masivos en el shale oil:

“Hay una cuestión que es la de la infraestructura. En el caso del petróleo hay espacio para ir a desarrollo continuo. Hay empresas que están avanzando en ese sentido y posiblemente podamos tener un anuncio antes de fin de año en ese sentido. En el caso del gas el transporte está prácticamente saturado, y por eso los distintos proyectos, en general ya están al tope de su  subieron esa capacidad, no tenemos demasiado espacio de acelerar más allá de lo que previo el Plan Gas.Ar por cuatro años. Salvo que se concreten las expansiones del DNU (489/2021) para tener la posibilidad de ese desarrollo en el corto plazo. Vemos un escenario de corto plazo de reemplazar importaciones y durante la baja demanda sostener el mayor nivel de producción posible también con permisos firmes de exportación a los países de la región”.

+ La cuestión climática, la demanda hidroeléctrica y las oportunidades para el shale gas:

“En la medida que no haya fuentes hidroeléctricas que tienen un costo menor, por supuesto que el gas es la siguiente face en términos de costos y amigable ambientalmente. En la medida que otras fuentes estén comprometidas, el gas va a ser la mejor alternativa para cubrir la demanda eléctrica en el país”.