En números, las empresas proyectan un futuro auspicioso pero más que complejo: en 2018 estas 11 áreas produjeron 72.092 barriles diarios (bbl/d), mientras que la proyección a 2023 es llegar a los 290.082 bbl/d, de acuerdo con los informes de las petroleras enviados al Ministerio de Energía de la Neuquén y a los que pudo acceder +e.

Se trata de la zona que abarcan las áreas Loma La Lata (con petróleo convencional), Loma Campana, Bandurria (Sur, Norte y Centro), Sierras Blancas, Cruz de Lorena, Coirón Amargo (Suroeste y Sureste), Fortín de Piedra y La Amarga Chica. En esa franja de gran producción se encuentra también Bajada del Palo, pero el petróleo que produce lo saca por el oleoducto de Medanito.

La hipótesis del cuello de botella para evacuar el petróleo de Vaca Muerta tendrá una solución a corto plazo a partir de febrero, cuando se inaugure el nuevo oleoducto que une Loma Campana con el Lago Pellegrini, por donde se evacuará la producción del bloque caliente.

El sistema tiene una capacidad operativa total para despachar 25.000 m³ de crudo, pero en un principio se sacarán unos 6000 m³ recién este año cuando empiece a funcionar. La proyección implica que en 2023 las petroleras a evacuar el máximo de su producción, una vez que cumplan los planes de inversión establecidos.

El ducto hacia el Pellegrini tiene 88 kilómetros y fue construido por YPF (85%) y Tecpetrol (15%) y se habilitará en unos días más. Tuvo un costo de más de 80 millones de dólares y se construyó en un tiempo récord.

Hasta ahora, el petróleo de la zona caliente cercana a Añelo y San Patricio del Chañar se evacuaba por el ducto que une Loma La Lata con la estación de Centenario, que hoy funciona al máximo de su capacidad, con unos 12.000 m³ por día.

Sin embargo, tanto las operadoras como el gobierno neuquino ya dan por descontado que el mismo escenario de la suba de la producción exija a las empresas (Shell, Wintershall, Petronas, Shlumberger, Pan American Energy) a diseñar otro ramal para sacar el petróleo remanente. El proyecto ejecutivo aún no se salió a la luz oficialmente, pero las operadoras conocen bien la ecuación de producción-capacidad de transporte.

El punto de saturación, de acuerdo con los informes, puede darse en 2021 cuando la producción de la zona caliente se empiece a disparar por encima de la capacidad de evacuación proyectada a ese año, en el ramal de Lago Pellegrini. Sólo ese año se prevé que haya un excedente de 7107 m³ de petróleo por día, es decir, unos 44.707 barriles diarios que no podrán evacuarse sin otro oleoducto. El número impacta, ya que es equivalente a la producción diaria de Loma Campana, el yacimiento insignia de Vaca Muerta. La imposibilidad de seguir evacuando el petróleo seguirá creciendo, de acuerdo con las estimaciones, a 83.991 barriles diario en 2022 y en 2023, bajaría a 57.352 bbl/d, por la ampliación de la capacidad a 25.000 m³ por día, del oleoducto hacia el Lago Pellegrini.

El escenario, más allá de las proyecciones, dependerá también, en alguna medida, del contexto internacional y el sostenimiento de los planes de inversión, comprometidos por las empresas que pasaron a fase de desarrollo masivo a finales del año pasado, como Shell Coirón Amargo Sur Oeste, Sierras Blancas – Cruz de Lorena) e YPF-Petronas (La Amarga Chica), que prometen aportar el nuevo crudo de la zona a la curva ascendente.

La producción está en marcha, pero en el camino aún hay infraestructura por hacer.