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¿Argentina volvería a importar petróleo? Update Vaca Muerta, área por área
ENERNEWS/La Nación

Según Ecolatina, en marzo (último dato disponible), solo se perforaron 41 pozos, lo que significa una caída de 48% interanual.

20/05/2020

SOFÍA DIAMANTE

Hace solo un año, Vaca Muerta representaba la esperanza del sector de hidrocarburos , de todo el espectro político (oficialismo y oposición) y del aparato productivo nacional, que veía en la formación no convencional una fuente de energía competitiva, que haría a la economía más eficiente y generaría un ingreso nuevo de divisas. Pero el panorama cambió a partir de la segunda mitad del año pasado, con el congelamiento a los combustibles decretado por el anterior gobierno y con la sobreoferta que se generó en el suministro de gas, que deprimió los precios a niveles que hicieron insostenible seguir invirtiendo en nuevos pozos.

Ese contexto se agravó ante la falta de señales claras del nuevo gobierno y con el deterioro de las condiciones financieras, como el aumento del riesgo país, el cepo y el control al giro de utilidades. Y por si no fuera poco, en los últimos dos meses el sector sintió de lleno los efectos del confinamiento mundial, con desplomes en el consumo y en el precio , que destruyen por completo cualquier proyecto de inversión en el corto plazo.

Ante esta situación, el Gobierno decidió avanzar con la implementación de un barril criollo , como le pedían las provincias petroleras, que vieron derrumbarse sus ingresos por regalías. La medida dividió al sector. Por un lado, las petroleras nacionales -Vista Oil y Pluspetrol, por ejemplo- apoyaron la decisión, explicando que, de esta forma, podrán mantener las inversiones. Las refinarías que operan las estaciones de servicio YPF, Axion, Shell y Puma Energy, en tanto, señalaron que, mientras no se reactive la demanda, el barril criollo no sostendrá la actividad, ya que no habrá a quién venderle crudo.

Esta es la gran diferencia con el barril criollo que se estableció en 2014, cuando se logró un consenso entre toda la industria y marcó el inició del desarrollo de Vaca Muerta.

La demanda de naftas y gasoil todavía se encuentra 40% y 30% por debajo de lo que era en las primeras semanas de marzo, de forma respectiva, a pesar de que haya habido un aumento del consumo con la flexibilización de la cuarentena. Las proyecciones, sin embargo, no son alentadoras, a medida que se extiende el confinamiento y los aviones continúan sin despegar.

"Tenemos un problema de demanda en el mercado local. De nada vale incentivar la producción, si no hay consumo. Lo que está ocurriendo con el petróleo ya sucedió con el gas: se desarrolló la industria estableciendo un precio alto, pero después no había a quien venderle toda esa producción. Eso no atrae inversiones, se ha demostrado muchas veces", analizó Daniel Gerold, director de G&G Energy Consultants.

En el sector gasífero la situación también es dramática. Luego del esplendor que tuvo la industria con el boom de producción de gas, que demostró efectivamente el potencial que tiene Vaca Muerta, la cantidad de nuevos pozos perforados cayó drásticamente desde noviembre pasado. Lejos quedaron los proyectos de construir una planta de licuefacción, para poder convertir el gas en estado líquido y exportarlo a Asia.

Con la nueva conducción en YPF también quedará en suspenso la barcaza que trajo la petrolera para realizar pequeñas exportaciones de gas. Hasta ahora, los seis buques que zarparon trajeron más pérdidas que ganancias, dicen en la empresa.

El pesimismo en el sector se acentuó estos días luego de que el Gobierno confirmara que analizan extender el congelamiento de tarifas de gas y electricidad hasta fin de año . Es una decisión que la mayoría de los actores entiende en este contexto de pandemia, pero que rompe con cualquier expectativa de reactivación de las inversiones. Además, vuelve a confirmar que la falta de reglas claras no pertenece a un solo partido político, ya que el congelamiento de tarifas comenzó en el gobierno de Mauricio Macri, cuando se decidió posponer la actualización que correspondía en agosto para el servicio de electricidad y en octubre para el de gas.

Ante este panorama, y luego de haber logrado casi el autoabastecimiento en petróleo y disminuido drásticamente los costos por compra de gas al exterior, en el sector advierten que el país podría volver a importar petróleo y aumentar las compras de gas, cuando la actividad económica se recupere y crezca la demanda. Esto se debe a la caída en la cantidad de nuevos pozos perforados.

Según la consultora Ecolatina, en marzo (último dato disponible), solo se perforaron 41 pozos, lo que significa una caída de 48% interanual. Del total, solo uno fue de gas. Los efectos de esta baja inversión en nuevas fuentes de producción se verán más adelante. "Hay sobre inversión, no se sabe cuándo se importará", igualmente señalaron en la industria.

"En muchos casos deberán cerrarse yacimientos ante la ausencia de demanda en un contexto de más de 60 días de aislamiento duro con restricción impactante de actividad económica. Esto ya sucede con YPF y varios productores menores -en especial en cuenca Cuyana y sur de Mendoza-, que en abril redujo 13% la producción de cuenca Neuquina respecto a marzo 2020, y 8% respecto a abril 2019", dice un informe de G&G Energy Consultants.

Vaca Muerta, el reservorio que iba a generar un ingreso millonario de dólares, podría terminar como un proyecto más que quedó truncado por la falta de previsibilidad y reglas de juego que tiene el país hace más de 50 años.


Vaca Muerta: cómo fue la caída área por área

LMNeuquén

FERNANDO CASTRO

La crisis del coronavirus también hace sentir toda su dureza en la producción de gas. La provincia produjo en abril 62,4 millones de metros cúbicos diarios (MMm3/d), lo que representa una caída del 9,54% en tan solo un mes. En petróleo, la baja fue del 21,15%, con 133.780 barriles diarios. En uno y otro segmento de la producción, la crisis casi no dejó áreas sin afectar, de acuerdo a los datos a los que accedió +e.

Los números del gas reflejan el fuerte impacto de la caída de la actividad económica en medio de la cuarentena, cuya foto más real hasta ahora fue la de abril. En la comparación interanual, el descenso de la producción fue de 11,34%.

La información de la secretaría de Energía de la Nación indica que las áreas con mayor decrecimiento en la producción de gas fueron Loma La Lata–Sierra Barrosa (-1,37 MMm³/d), Aguada Pichana Este (-1,27 MMm³/d) y Fortín de Piedra (-1,12 MMm³/d).

Con caídas menores a un millón de metros cúbicos diarios hay una decena de áreas: Aguada de la Arena (-0,35 MMm³/d), Loma Campana (-0,34 MMm³/d), Rincón del Mangrullo (-0,31 MMm³/d), Río Neuquén (-0,22 MMm³/d), Bajo del Choique—La Invernada (-0,19 MMm³/d), Rincón la Ceniza (-0,18 MMm³/d), Bajada del Palo Oeste (-0,16 MMm³/d), El Orejano (-0,14 MMm³/d), La Calera (-0,14 MMm³/d), Aguada Pichana Oeste (-0,14 MMm³/d), Bajada de Añelo (-0,13 MMm³/d) y El Mangrullo ( -0,11 MMm³/d).

El Covid-19 y el infierno petrolero

El caso del petróleo es más conocido. Desde que el país ingresó en cuarentena, hubo una baja sustancial, por momentos del 80%, en la comercialización de combustibles.

Esta crisis de demanda, por el menor consumo de naftas y gasoil, generó un fuerte impacto en los campos petroleros de todo el país.

En Neuquén, de acuerdo a los datos del ministerio de Energía, en abril se produjeron 133.780 barriles por día en promedio, con una caída de 21,15% respecto a marzo y una baja interanual de %2,54. Luego de 14 años, la provincia había alcanzado un pico de 170 mil barriles diarios en marzo.

El siguiente es el detalle de cuánto menos crudo producen las áreas, el grueso de ellas sobre la formación Vaca Muerta:

Loma Campana (-13.278 bbl/d), Bajada del Palo Oeste (-5.332 bbl/d), Fortín de Piedra (-3.150 bbl/d), Bajo del Choique—La Invernada (-2.728 bbl/d), Puesto Hernández (-2.582 bbl/d), La Amarga Chica (-1.745 bbl/d), Bandurria Sur (-1.341 bbl/d), Chihuido de la sierra Negra (-1.086 bbl/d), Rincón la Ceniza (- 756 bbl/d), Bajada de Añelo (-581 bbl/d), Los Toldos I Sur (-550 bbl/d), Cerro Hamaca (-388 bbl/d), Rincón de Aranda (-375 bbl/d) y Sierras Blancas (-348 bbl/d).

Según los datos oficiales, el 71% del petróleo que se produce es no convencional, en tanto que el 69% del gas provine del mismo segmento (44% shale; 25% tight).


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