En marzo Vaca Muerta aportó aportó 9,7 millones de metros cúbicos diarios
DAVID MOTTURA
Con miles de trabajadores en sus casas ante la fuerte baja de la actividad y las productoras tratando de no colapsar los sistemas de almacenamiento, el petróleo atraviesa momentos decisivos. Una vez que termine el aislamiento social, habrá que acomodar la industria y esperar que los mercados tengan claridad sobre lo que ocurrirá con la demanda en lo que reste del año.
En la Argentina, la industria hidrocarburífera fue considerada una actividad esencial, con trabajo solo con guardias mínimas. A la espera de definiciones sobre el precio sostén y las retenciones (móviles o cero), hay una serie de áreas que se pondrán al hombro la continuidad de la producción de crudo para no desabastecer al país de energía y combustibles.
Cerro Dragón es el potente yacimiento de petróleo convencional del país. Ubicado en Chubut, provincia que comparte la Cuenca del Golfo San Jorge con Santa Cruz, aportó en marzo 82 mil barriles por día. Pan American Energy sostiene la producción en su gigante petrolero: apenas una disminución del 2% interanual.
Más lejos, en el terreno del shale oil, está Loma Campana. El área de YPF es emblemática para este segmento y todo un centro de aprendizaje en Vaca Muerta. Su éxito se lo debe a la migración hacia pozos horizontales, que optimizan y mejoran la productividad. Marzo lo cerró con 45 mil barriles por día, un 11% más interanual.
La contracción del mercado interno y la falta de almacenamiento tienen un impacto en este área de shale oil, donde YPF pretende recortar a la mitad del ritmo de producción y pasar a 25 mil barriles diarios. Las definiciones respecto de este yacimiento influirán en el terreno político, puesto que afectarán el nivel de ingresos que recibe la provincia de Neuquén. Todo un motor de los no convencionales.
La tercera área de mayor producción está a cargo de YPF y ubicada en Chubut. Manantiales Behr aporta 21 mil barriles por día. En esta zona, la empresa controlada por el Estado nacional invirtió en un plan de desarrollo de recuperación mejorada o “terciaria”, para lo que instaló plantas de polímeros en un ambicioso proyecto.
Vaca Muerta tiene además a Bandurria Sur, Cruz de Lorena y Bajada del Palo Oeste.
Bandurria Sur fue la noticia más importante dela formación a principios de año, cuando se confirmó que Schlumberger dejaba de ser socia de YPF y ponía en venta su parte. Shell y Equinor, la gigante estatal noruega, decidieron comprar ese 49% por 355 millones de dólares. La producción total de esta área fue de 10.878 bdp en marzo de 2020, un crecimiento del 67% interanual.
Cruz de Lorena es el proyecto que Shell pasó a desarrollo masivo. La compañía angloholandesa llevó el área a los 2700 barriles por día, cuando hace un año arrojaba 1700. Tanto en esta área como en Sierras Blancas, la compañía tiene asociación con GyP.
Bajada del Palo Oeste es otra área que explica el crecimiento de Neuquén en marzo. Este proyecto de Vista Oil & Gas, la compañía fundada por Miguel Galuccio, es el segundo productor de shale oil en Vaca Muerta y donde se producen 6300 bdp, con los datos de marzo, que significan un 136% más que hace un año.
Como ya informó +e, este récord de la provincia con el petróleo es porque la industria trabaja a largo plazo: pozos conectados en la previa del DNU 566 empezaron a dar muestras de éxito en febrero y marzo.
Marzo parcialmente y abril por completo son meses que están atravesados por la crisis que provocaron la guerra de precios y la pandemia del nuevo coronavirus, con todos los yacimientos e instalaciones petroleras trabajando con guardias mínimas.
Si a este contexto se le suma que las etapas de fractura pasaron a cero a lo largo de abril, es de estimar que muchos de estos proyectos activaron el freno de mano en su producción. Loma Campana, por ejemplo, aplica una reducción del 50%, y el resto también empieza a disminuir el bombeo por la falta de demanda ante la pandemia.
Tierra del Fuego y el sur de la provincia de Santa Cruz comparten la Cuenca Austral, una zona productora importante para el abastecimiento de gas natural. Además de su tradicional producción offshore, el lado santacruceño aporta investigaciones en formaciones de tight gas para indagar en el potencial de áreas subexploradas.
Si bien el petróleo no es su fuerte, la compañía independiente Roch tenía allí los dos pozos más productivos del país en Tierra del Fuego, en el yacimiento San Martín y ambos con objetivo en la formación Springhill. Por la pandemia y las medidas de prevención ante el nuevo coronavirus, la compañía canceló varias actividades en el yacimiento y esto incluyó un recorte en el bombeo de petróleo crudo en esas perforaciones récord. En marzo, el pozo más productivo del país estaba en la neuquina Loma Campana.
Las áreas más productivas de la Cuenca Austral son la denominada Cuenca Marina Austral 1 y la Magallanes, ambas con una producción promedio de 5200 barriles por día, según los datos de marzo de este año publicados por la Secretaría de Energía de la Nación. Esta zona productora del sur del país tiene una actividad de 16.600 barriles diarios de petróleo.
La Cuenca Cuyana, que ocupa buena parte de la provincia de Mendoza, supera a la Austral al producir 22.500 barriles por día. El área Barrancas tiene un promedio de 7900 barriles diarios.
Fortín de Piedra, la estrella del shale gas en Vaca Muerta por su salto en producción, está operando a la mitad de su capacidad debido a los protocolos de seguridad por la pandemia y la falta de mercados para colocar su stock. En marzo, de acuerdo con datos de la Secretaría de Energía de la Nación, aportó 9,7 millones de metros cúbicos diarios (MMm3/d) de gas.
El área de Tecpetrol es la segunda productora gasífera en la provincia de Neuquén y la que más aprovechó el potencial de la formación Vaca Muerta. A nivel provincial, la producción de gas alcanzó los 69 MMm3/d, un crecimiento del 1,18%, siguiendo los datos oficiales.
La histórica Loma La Lata-Sierra Barrosa, concesión a cargo de YPF, fue la mayor productora neuquina en marzo. Aporta 10,6 millones de metros cúbicos y tuvo un incremento interanual del 30,2% al comparar marzo último con el mismo mes del año anterior, cuando la producción llegaba a 8,1 millones de metros cúbicos.
Loma La Lata es un yacimiento de gas convencional, con potencial en gas seco y condensado. Además, la operadora YPF quiere extender el horizonte de Vaca Muerta con pozos no convencionales en esa zona, donde el interés es petróleo con gas asociado.
Total opera la tercera concesión con más producción de gas. Aguada Pichana Este aporta 8,3 millones de metros cúbicos de gas. En este otro caso, esta área también disminuyó la producción un 1,52% al comparar con el mismo mes del año anterior.
A este “top 3” hay que destacar el salto de dos áreas que sumaron a la producción nacional al poner en marcha sus proyectos de desarrollo. Sierras Blancas, de Shell, con 74.500 metros cúbicos diarios y Los Toldos I Sur, de ExxonMobil, que pasó de 138 mil a 685 mil metros cúbicos diarios, en la comparación interanual.
Mientras se espera que pase la pandemia del nuevo coronavirus, el gas neuquino busca una chance con el invierno. Si las medidas de prevención ante el COVID-19 dan resultados positivos para retomar la vida cotidiana, la demanda de gas será mayor.
Loma La Lata-Sierra Barrosa. El área histórica que tiene bajo su administración YPF aportó 10,6 MMm3/d de gas durante el mes de marzo. Un salto interanual del 30,2%.
Fortín de Piedra. Pese a que bajó su producción y la actividad actual es a media máquina por las medidas antes el nuevo coronavirus, el área de Tecpetrol aporta nada menos que 9,7 MMm3/d de gas.
Aguada Pichana Este. La francesa Total hizo un importante aporte a la producción neuquina y nacional con 8,3 MMm3/d en marzo, un 1,52% más que hace un año.
Río Negro
VICTORIA TERZAGHI
Si se tratara de una novela el título obvio sería el de crónica de una muerte anunciada, pero no es una novela sino el complejo mercado del gas argentino el que se encuentra en crisis y en la antesala de una caída que podría resultar muy costosa para las arcas de un debilitado Estado argentino.
El inicio de la crítica situación que hoy enfrenta el sector se remonta varios años atrás, con los planes de incentivo a la producción de gas, en especial la Resolución 46 que subsidia hasta el año entrante el gas no convencional.
Los objetivos de esos planes de incrementar la producción en las épocas de vacas flacas se cumplieron, hubo nuevos desarrollos, la producción trepó y se redujo el fuerte déficit en la balanza comercial energética del país.
Pero mientras esa producción trepaba faltaron “palancas” para permitir su colocación. El gas comenzó a fluir al exterior a fines de 2018, pero a cuenta gotas, y mientras se celebró la partida del buque regasificador del puerto de Bahía Blanca, no se tomaron más medidas de ampliar el mercado y en el próximo invierno, es más que posible que el buque deba regresar.
La mayor producción de gas del país marcó que se pasó de la necesidad de importar cuantiosas cantidades a tener una sobreoferta en los ocho meses de temperaturas templadas del país. Esto llevó a una competencia casi impensada por precios cada vez menores, a los efectos de lograr colocar la producción.
Una puja que en un comienzo estuvo impulsada por la producción que tiene el paraguas de la Resolución 46, que en este año completa el precio de cuenca hasta llegar a los 6,50 dólares, pero que luego se extendió a otras operadoras que prácticamente no tienen incentivos como YPF, ante la disyuntiva de vender barato o cerrar producción.
La última subasta se realizó la semana pasada y marcó que el precio promedio ponderado fuera de apenas 1,60 dólares por millón de BTU, un valor que desalienta toda nueva inversión.
A esta caída de precios en el gas para generación, se suma el cuasi congelamiento del gas domiciliario. Es que si bien la tarifa al usuario está congelada hasta junio, al estar fijada un tipo de cambio de 40 pesos el dólar, hace que la tarifa que perciben las productoras sea de apenas 2,80 dólares por millón de BTU.
Los precios actuales están por debajo de los márgenes de rentabilidad de los desarrollos.
Pero si esa tarifa era baja, en las últimas semanas se sumó el incumplimiento casi generalizado en el pago de las distribuidoras a la productoras. Esta situación no es menor, dado que en un contexto de crisis como la actual, las operadoras esperaban poder llevar algo de dinero a sus cajas con esta producción que entregaron en enero.
La pandemia del COVID-19 y la consiguiente cuarentena obligatoria trastocaron los cobros de las distribuidoras y llevaron a esta ruptura en la cadena de pagos del mercado del gas en la cual el Estado también dijo presente.
Desde el gobierno nacional se estaba abonando tanto los incentivos de la Resolución 46 como un plan de cuotas por los fondos del anterior Plan Gas. Ambos pagos quedaron ahora suspendidos a raíz de la emergencia sanitaria que afronta el país y las arcas públicas.
El resultado de esta caída de precios, mercados, pagos y también de la demanda propia de la cuarentena es que desde hace más de seis meses no se perfora en el país un nuevo pozo de gas.
Esto implica que las empresas están reduciendo sus reservas mes a mes, y tranzando el camino de la caída de la producción que en este invierno promete no generar problemas ante el menor consumo que marcarán la cuarentena y la crisis económica.
El cierre de pozos por falta de demanda ayudará a reducir el declino de la producción.
Pero el escenario es negativo para el invierno del año que viene, cuando los especialistas de la industria coinciden en señalar que para satisfacer la demanda nacional será necesario importar grandes cantidad de gas natural licuado (GNL) o quemar combustibles líquidos.
Para el especialista y exministro de Energía de la Nación, José Luis Sureda, los actuales cierres de producción generados por la falta de mercado ayudarán a reducir la velocidad del declino de la producción, pero advirtió que “si no se comienza a perforar por gas en septiembre, en 2021 la producción podría caer de un 15 a un 20% si la demanda se reactiva para octubre o noviembre”.
En ese escenario, Sureda enfatizó que “habría que importar más en invierno” y destacó que “si se dan cuenta rápido podrían traer un buque regasificador, sino importarán gasoil”.
En ese pronóstico, coincidió otro exministro de Energía de la Nación, Juan José Aranguren, quien estimó que para el invierno que viene se podría necesitar importar el doble de gas que en este año.
Desde las empresas productoras reconocen el camino por delante pero advierten que para que vuelvan a sumar nuevos pozos necesitan contar con señales de claras de precios, de pagos y de estabilidad regulatoria, en un tiro por elevación a la reciente decisión del Enargas de revisar las tarifas de gas domiciliario una vez que finalicen los seis meses de congelamiento.
