Debido al derrumbe del crudo, la producción de tight gas se triplicó en Neuquén y se convirtió en la gran promesa de desarrollo de la provincia, pero todavía queda bajar los costos para que el negocio sea rentable.

Según un estudio de la consultora Wood Mackenzie al que accedió “Río Negro Energía”, sólo los pozos horizontales en la formación Mulichinco y los verticales de Punta Rosada son rentables con el precio de 7,5 dólares el millón de BTU que el gobierno nacional compensa con subsidios. La consultora llega a esa conclusión analizando una serie de variables productivas y calculando una tasa de descuento de 12,5% para estos proyectos.

“Los costos bajaron un 15% en relación a 2015 por la fuerte devaluación del peso a principios de 2016. Pero harán falta más reducciones considerables para un pozo tipo en estas y otras formaciones para ser económicas al precio promedio de 5,2 dólares el millón de BTU, sin incentivos”, estima el trabajo, valor que todavía no tiene definición luego del fallo de la Corte Suprema de Justicia, por el incremento de tarifas.

Total, YPF y Petrobras son las tres empresas que más experiencia tienen sobre Mulichinco. La mayoría de los pozos los realizó la operadora nacional junto a Pampa Energía en Rincón del Mangrullo.

En el caso de Punta Rosada es la formación explorada en Río Neuquén, un bloque del que se espera mucho. A través de un atípico acuerdo, será operado por YPF en sociedad con Pampa y Petrobras. Es el único activo en el país con el que se quedó la petrolera brasileña.

“Los recursos de tight gas de Neuquén aún requieren un desarrollo. Nuestro trabajo indica que, por ejemplo, por cada 10 pozos en la formación Lajas, sólo 3 tendrán recursos recuperables por encima de los 85 millones de metros cúbicos. Esto implica que harán falta programas de desarrollo multipozos más grandes para repartir los riesgos de productividad en un mayor número de perforaciones”, expresan.

“El tight gas continúa ofreciendo grandes oportunidades para los operadores en Argentina”, señaló Horacio Cuenca, director de investigación en Upstream para América Latina de Wood Mackenzie. “Sin embargo, nuestros recientes análisis demuestran que hay muchas variaciones en la performance de los pozos a través de las formaciones tight”, destacó.

Así, Molles, Precuyo y Lajas aparecen por estas horas como las formaciones en las que aún falta trabajo a la hora del desarrollo. La clave está en la baja de costos. Según la consultora, aún quedan opciones en las que meter mano. “Lo importante es la relación entre los costos de los pozos y la productividad que pueden conseguir”, señaló Cuenca.