Daniel Gerold es una de las voces más escuchadas de la industria de gas y petróleo en Argentina. Al frente de su consultora GyG Energy Consultants sigue con una mirada aguda y precisa el día a día de la producción de todas las cuencas y los avatares políticos y económico que atraviesan el sector. En medio de su disertación durante la apertura del Séptimo Congreso de Producción y Desarrollo de Reservas, anticipó un escenario complejo para la producción de gas en los dos próximos años si no hay inversiones en el segmento no convencional.

Concretamente, sostuvo que en invierno del 2021, las áreas de la Cuenca Neuquina podrían pasar desde el tope de producción del invierno pasado de unos 90 millones de metros cúbicos diarios (MMm3/d) a una drástica disminución de entre 69 y 70 MMm3/d.

“Esto podría traer a escena la necesidad de más participación de otros cumbustibles" en la generación, planteó el consultor, ante una ronda de preguntas de quienes concurrieron a la ceremonia de apertura del evento en el Hotel Sheraton de Mar del Plata.

“Con cero inversión, desde los 90 millones de metros cúbicos que se lograron brutos en el inverno en la Cuenca Neuquina, yo creo que iríamos al 78 millones de metros cúbicos en el 2020”, anticipó Gerold una posible primera escala hacia la baja.

Señaló que “eso no implica ningún riesgo fuera del invierno, aunque sí una actividad de reactivar la regasificación desde Bahía Blanca. Si esto se mantuviera por otro año adicional, hacia el invierno 2021, estaríamos en el orden de 69, 70 millones de metros cúbicos, Ahí el diesel se pone importante” en el escenario energético nacional, planteó.

Para el consultor, que dio una conferencia de una hora y plantó el actual contexto de la industria y probables escenarios del corto y mediano plazo, si esta declinación de la producción de shale gas tuviera lugar “habríamos retrocedido cuatro o cinco años, que se han consolidado en el actual proceso inversor”.

Describió que el crecimiento de la producción nacional de gas tuvo como actores importantes a los pozos de las cuencas con la base convencional y con el off shore, “pero ha sido fundamental lo de los pozos no convencionales” con un ritmo de unos 350 por año, de los cuales cerca del 70 por ciento son de gas, impulsados por los estímulos nacionales, con la Resolución 46/17 a la cabeza, el subsidio a la producción de shale gas de Vaca Muerta.

El director de GyG Consultant recordó la relación entre el ritmo de perforación y el rápido declino de la producción en los pozos shale como factor central para la posible baja de la producción si no llegan nuevas inversiones al país en este segmento. “Este año va a llegar a 40 por ciento la caída en perforación en gas. El mercado está desbalanceado. A través de mayores precios en invierno, una baja en el resto del año, en la temporada de menor consumo, y la necesidad de mercados”, observó.

Con todo, sobre lo que viene, el analista del sector explicó que los niveles de conocimiento en las áreas no convencionales a los que arribaron las compañías son un aliciente para la nueva administración nacional:

"Me parece que a poco que las autoridades asuman, van a advertir la respuesta de la industria que es competitiva y muy positiva para el país”, afirmó.

El medio del actual contexto económico, el tema toma una relevancia importante. Parte del desafío de los próximos meses es saber cómo se puede destrabar la llegada de inversiones, en un contexto económico en el que hay restricciones a la movilidad de divisas, lo que paralizó el ritmo de inversiones en Vaca Muerta.

En paralelo, el consultor puso sobre relieve la producción petrolera de crudo, como aspecto central al que puede echar manos el país para incrementar la actividad en el sector.

Habló de la revalorización de petróleos más densos como el de la Cuenca del Golfo San Jorge, que puede encontrar nuevos mercados a nivel internacional.

Y ponderó las posibilidades que surgen de los niveles de productividad de los pozos de shale oil en Vaca Muerta: "Hay pozos de Loma Campana que en dos años superarán los 500 mil barriles, sin contar el gas", expresó.

"La mayor reducción de costos, lo que tornó posible en Vaca Muerta es la ganancia en la productividad, y las acumuladas de los primeros años de los pozos que se están perforando", señaló. "El petróleo es la oportunidad para los próximos años, el gas requiere grandes exportaciones y cuantiosas inversiones en infraestructura y de poder construir una planta de licuefacción", afirmó