Salida exportadora
Habemus acuerdo.
Según pudo saber Shale24 el pacto de procesamiento y exportación que GeoPark firmó con Pan American Energy para su crudo de Vaca Muerta se entiende mejor a partir de lo que la operadora colombiana todavía no tenía: una vía de salida propia.
Con una producción argentina de 1.400 boepd y una meta de 20.000, GeoPark es un jugador chico en una cuenca donde la capacidad de evacuación se reparte entre los grandes.
Los barriles, por lo pronto, ya vienen en camino.
Durante el segundo trimestre, la compañía completó la perforación del Pad 1030 y llevó su fractura al 55% en Loma Jarillosa Este, con tres nuevos pozos horizontales, 119 de 218 etapas ejecutadas y una longitud lateral media de 2.450 metros. En junio obtuvo además la aprobación del Estudio de Impacto Ambiental del bloque, el permiso que habilita la perforación futura.
El salto de producción de mayor escala quedó trasladado al cuarto trimestre, cuando entre en operación el equipo de perforación dedicado que la empresa contrató con Helmerich & Payne por tres años. La secuencia deja a la vista el orden del problema: primero se perfora y se fractura; después, hay que sacar el crudo.
Los dos corredores que llevan el petróleo neuquino al mercado externo están al límite o todavía en construcción. El sistema de Oldelval, con una capacidad nominal cercana a 158.000 barriles diarios, opera con poco margen para absorber la oferta incremental de la formación.
El oleoducto Vaca Muerta Oil Sur, el ducto de 437 kilómetros que unirá Añelo con Punta Colorada, recién habilitará su primera etapa en el tercer trimestre, con unos 190.000 barriles diarios que escalarán hacia 550.000 en 2027. Ese consorcio está integrado por YPF, Vista, Pampa, Chevron, Shell, Pluspetrol, Tecpetrol y la propia Pan American Energy. GeoPark no figura en la lista.
Cómo se llega al acuerdo con PAE
La compañía de capital argentino produce unos 112.000 barriles diarios, exporta cerca de dos tercios y es socia del proyecto VMOS. Cederle a GeoPark capacidad de procesamiento y acceso a las terminales de Puerto Rosales, cabecera de los despachos por Bahía Blanca, y de Punta Colorada, la salida atlántica sobre el Golfo San Matías, le cuesta poco y le asegura a la colombiana el eslabón que su plan de crecimiento necesitaba. Es la diferencia entre perforar barriles y poder venderlos.
El acuerdo, vigente hasta fines de 2027 con opción de prórroga, corre en paralelo al calendario del RIGI.
GeoPark presentó en mayo, junto con Gas y Petróleo del Neuquén, una solicitud de adhesión al régimen por más de u$s 1.000 millones, con la meta de multiplicar por diez su producción.
Esa presentación sigue en evaluación: al 30 de junio, el RIGI sumaba veinte proyectos aprobados por resolución y el de GeoPark no estaba entre ellos. Un plan de esa magnitud descansa en la posibilidad de evacuar el crudo. Sin una ruta de salida, la rampa hacia los 20.000 boepd queda represada en superficie, como la propia empresa reconoció al ordenar sus inversiones en infraestructura.
La jugada tiene una contracara
Depender de la capacidad de un competidor de mayor porte deja a GeoPark expuesta a los términos y prioridades de PAE cuando toda la Cuenca Neuquina compita por espacio de evacuación. La ventana, además, es acotada por diseño: el contrato vence a fines de 2027, justo cuando VMOS debería estar operando cerca de su capacidad plena y el tablero de la evacuación vuelva a reconfigurarse.
Para una operadora que recién ordena su primer pad y difirió su salto productivo al último tramo del año, apoyarse en un socio grande es la vía más rápida para evitar barriles varados. El desafío llega después: cuando venza el acuerdo, GeoPark necesitará haber convertido el respaldo de un socio grande en una posición propia. De lo contrario, seguirá dependiendo de capacidad ajena para monetizar su crecimiento.