VICTORIA TERZAGHI
A tres semanas del visto bueno del gobierno nacional para que se reanuden las tareas de perforación, fractura y completación de pozos en los yacimientos, ya son cuatro los equipos que volvieron a operar en Vaca Muerta.
El inicio de la cuarentena obligatoria nacional, el pasado 20 de marzo, marcó la parálisis total de la actividad en los equipos de perforación no sólo de Vaca Muerta, sino de toda la industria petrolera del país, dado que sólo se trabajó con guardias mínimas.
El 8 de mayo Nación aclaró que las petroleras podían volver a operar pero siguiendo minuciosos protocolos para la prevención de contagios no sólo entre su personal, sino también en las localidades por las que deberán transitar para llegar a los yacimientos.
Los primeros dos equipos se reactivaron a mediados de mes de la mano de Shell, en tanto que esta semana se sumaron a los trabajos un rig para la petrolera norteamericana Chevron y otro para Pan American Energy (PAE).
En el caso de Chevron se supo que el equipo retomó el plan de trabajo en el bloque El Trapial, ubicado en el norte de Vaca Muerta, en proximidades a la localidad de Rincón de los Sauces.
Allí la firma lleva adelante un piloto para completar ocho pozos y conocer el potencial del área que está orientada a la producción de petróleo.
En el caso de PAE la firma logró poner en funcionamiento esta semana un equipo en el bloque Aguada Pichana Oeste (APO), un área orientada a la producción de gas que ha tenido excelentes resultados en la producción de sus pozos.
Si bien con estas torres ya son cuatro los equipos en actividad en Vaca Muerta, la cantidad de rigs sigue muy lejos de los niveles que se registraban antes del inicio de la pandemia dado que los trabajos dependen en gran medida de la reactivación de la demanda de combustibles.
En marzo, en el mes de inicio de la cuarentena, en Neuquén eran 32 los rigs activos, incluyendo a los equipos que trabajaban por fuera de Vaca Muerta.
Pero un mes antes, en febrero, la cantidad de torres de perforación fue de 37 y en agosto del año pasado había marcado los 43 rigs, cifra que fue paulatinamente cayendo a raíz del congelamiento del precio del petróleo.
LMNeuquén
DAVID MOTTURA
Sin mercados externos por la sobreoferta de crudo y una demanda interna tratándose de acomodarse en medio de las medidas de aislamiento, la producción en rocas shale fue resignada por las operadoras petroleras. Caídas de más del 50% registran empresas en Vaca Muerta en abril al comparar con febrero, el mes previo al impacto de la pandemia del nuevo coronavirus COVID-19.
En la provincia de Neuquén, de acuerdo con los datos del Ministerio de Energía y Recursos Naturales, en abril se produjeron 133.780 barriles por día de petróleo. El número significó una caída del 21,15% respecto de marzo y una baja interanual del 2,54%. El efecto de las medidas de prevención y su consecuente baja de actividad provocaron la caída luego de varios éxitos, con el pico de 170 mil barriles diarios en marzo que representaban la mayor producción en los últimos 14 años. El 71% de la producción de petróleo en Neuquén es no convencional, en tanto que el 69% del gas proviene del mismo segmento (44% shale; 25% tight).
Al observar los datos de producción no convencional en la provincia de Neuquén que aporta la Secretaría de Energía de la Nación, con los informes de las propias operadoras, puede verse cómo fue el efecto en cada compañía y ponerlas en contexto.
YPF realizó los recortes más amplios, en una estrategia a nivel nacional y dado que es la mayor productora de petróleo y gas del país. En Neuquén, su producción no convencional pasó de 75.900 barriles por día en febrero a 64.500 en abril.
Como informó +e, la empresa bajo control del Estado nacional aplica una baja del 50% de su producción en Loma Campana, el área emblema del shale oil en Vaca Muerta. En febrero tenía una producción de 41 mil barriles diarios, en abril llegó a 31 mil. El resto de sus activos en Vaca Muerta tienen caminos particulares, por ejemplo Bandurria Sur creció en producción de shale oil un 10%. Fue de la mano de las últimas inversiones con los nuevos socios Shell y Equinor que compraron en abril y mayo el 60% del área.
La caída más fuerte ocurrió en Vista Oil & Gas al precipitarse de 5000 barriles por día a apenas 175. Esta operadora independiente tiene a su cargo Bajada del Palo Oeste y había realizado una serie de inversiones para trasladar una mayor producción en 2020. Pese al impacto de la macroeconomía a fines del año pasado, la empresa encabezada por Miguel Galuccio se mantenía optimista. La pandemia obligó a cambiar los planes abruptamente.
Tecpetrol, el brazo hidrocarburífero del Grupo Techint que con Fortín de Piedra dio muestras del enorme potencial del shale gas, tenía una cuota de producción no convencional de petróleo. Según los datos de Energía, en febrero extraía de sus proyectos en Vaca Muerta unos 4400 barriles por día y la pandemia los llevó a sacar apenas 850.
La estadounidense ExxonMobil en sus proyectos con objetivo en la formación Vaca Muerta también tuvo que retroceder en su producción. Si en febrero, antes de la pandemia, tenía un ritmo de 6600 barriles por día, en buena medida gracias a sus nuevos pozos en Bajo Choique-La Invernada, en abril tuvo un promedio de 1900 barriles diarios.
La francesa Total también frenó sus pozos de petróleo con objetivos shale. Si en febrero tenía una producción de 2700 barriles por día, en abril pudo mantener unos 1500 barriles.
Algunas operadores lograron sostener la producción, como Pan American Energy que en abril tuvo un volumen de 10.300 barriles por día, por su parte la angloholandesa Shell Argentina alcanzó una producción de 9600 barriles por día y Pluspetrol, 3500.
Una de las grandes dificultades que atraviesa el mercado petrolero en el contexto de la pandemia por el nuevo coronavirus COVID-19 es la falta de espacio físico para almacenar crudo. Incluso, millones de metros cúbicos están en buques tanque con alquileres altísimos a la espera de que aparezca la demanda y descomprimir así el crudo guardado por la crisis económica.
En la Argentina hay 12,7 millones de barriles almacenados en Puerto Rosales, las sedes de Termap en Chubut y Santa Cruz, y también en los puntos de despacho en la Cuenca Austral. Las empresas tratan de vender ese crudo con descuentos en un mundo con sobreoferta.
Atento a este contexto, el decreto 488 del precio sostén, o “barril criollo”, estableció un nuevo esquema de retenciones. Si el precio internacional está por debajo de los 45 dólares, los derechos de exportación se mantienen en 0%. Si es igual o superior a 60, será del 8%. Por encima de 45 y debajo de 60 dólares, las retenciones tendrán una alícuota que irá de 0,53%, por caso en los 46 dólares por barril, hasta alcanzar los 7,47% si el barril llegara a 59 dólares.
