La menor actividad por la pandemia, la caída en el consumo de combustibles, los bajos niveles de inversión y los cortes de rutas por parte de trabajadores de la salud neuquinos en abril último, impactaron sobre la operatoria de Vaca Muerta, el yacimiento petrolero no convencional que abarca las provincias de Neuquén y Mendoza y que puede transformar el futuro energético de la Argentina.

La formación sedimentaria alcanzó en el último bimestre su mejor nivel de producción desde el comienzo del aislamiento social en marzo de 2020.

El Instituto Argentino de Energía General Mosconi publicó en su Informe de Tendencias de mayo que la producción de petróleo aumentó 0,2% de manera intermensual, lo que representó un crecimiento del 58,5% interanual y alcanzó un acumulado del 24,8% en los últimos doce meses.

El rendimiento del hidrocarburo en Vaca Muerta representa el 28,2% del total producido en el país en 2021. 

El documento especifica que YPF es el principal productor de petróleo de la formación, con el 61% de la explotación y un aumento del 14,5% en el acumulado anual.

En diálogo con la agencia Noticias Argentinas, Jorge Lapeña, presidente de IAE Mosconi, se mostró igual cauteloso y advirtió que “si bien se produjo una recuperación en la producción de Vaca Muerta, hay que ver si se sostiene”.

Además, recordó que durante el aislamiento social “hubo una caída muy grande en la actividad de perforación y en la inversión petrolera”, a la que no le encuentra explicación, a pesar de las restricciones.

“Es una actividad que no se efectúa en las zonas urbanas, que sí estuvieron muy afectadas por la pandemia“, hizo notar Lapeña.

En lo que respecta a la producción de gas natural de la formación, el informe exhibe un aumento del 23,1% intermensual y 9,8% de forma interanual, aunque el acumulado de los últimos doce meses muestra una tendencia negativa del 9,6%.

En este caso, la actividad de Vaca Muerta implica el 24,1% del total del gas desarrollado en el país durante este año.

Producción

Las empresas más influyentes en la operación gasífera, según el documento, son Tecpetrol en primer lugar, seguido por YPF y Total Austral.

La compañía líder, parte del grupo Techint, redujo 9,2% su producción anual y la firma estatal notó un retroceso del 30% en el acumulado de los últimos doce meses.

Esto explica la caída en la actividad del sector, que se profundizó en los primeros meses de las restricciones para contener la propagación del coronavirus.

Lapeña indicó que “la caída en la producción de gas convencional y no convencional ha superado a la propia demanda. Lo que quiere decir que la oferta bajó más que la demanda y eso es inadmisible“.

Luego del período más restrictivo para la actividad se produjo un repunte, que tuvo una meseta en abril producto de las manifestaciones del personal de salud de Neuquén que impedían el libre tránsito por 11 rutas de la provincia, afectando el normal funcionamiento de la formación.

Levantadas las manifestaciones, la producción volvió a reactivarse, mostrando signos de recuperación.

Un indicador de este resurgimiento son los niveles de fracturas alcanzados en los últimos dos meses.

En mayo se registraron 1.079 etapas de ´fracking´, récord histórico para un mes, mientras que en junio llegaron a 985.

En el sector confían en poder mantener esas cifras como piso de rendimiento, según fuentes del mercado consultadas por Agencia NA.

El último nivel más alto logrado en la prepandemia había sido en agosto de 2019, con 676, mientras en febrero de ese año se produjo el máximo registro vigente hasta mayo último, con 712.

Desde enero de este año los niveles de ´fracking´ se fueron superando y sólo mostraron un descenso brusco con los piquetes de abril.

Otra señal a considerar es la inversión que se pronostica durante este 2021, que según los datos aportados por las operadoras al Ministerio de Energía neuquino, ronda los 3.790 millones de dólares, representando un crecimiento del 88,6% con respecto al 2020.

El año pasado se produjo una pronunciada caída de las inversiones, alcanzando el menor nivel de la última década, con una cifra apenas superior a los 2.009 millones de dólares, un 55% menos que en el 2019.

Plan Gas

El Plan Gas.Ar, lanzado por el Estado Nacional en noviembre del 2020, tiene influencia directa en la reactivación de la formación.

Desde el Ejecutivo se buscó incentivar la producción gasífera con el objetivo de poder sustituir importaciones de Gas Natural Licuado (GNL) y abastecer a la demanda interna de hogares junto con la de las usinas eléctricas.

Esta iniciativa implicó un desembolso de 696 millones de pesos para las empresas del sector en concepto de subsidios, a fin de que se comprometan a aumentar la producción para cumplir con la demanda local. Un reflejo de eso es el elevado nivel de fracturas.

El presidente de IAE Mosconi observa con preocupación el incremento en la política de subvenciones hacia la industria de los hidrocarburos y asegura que el país está lejos de poder autoabastecerse.

“No veo una producción sostenible que no demande subsidios. Cada vez son de mayor volumen y por este camino no se llega a ningún lugar satisfactorio“, señaló.

En sintonía con la aplicación del plan gubernamental, la producción de gas no convencional de YPF se incrementó 126% en el primer semestre del año, siendo la empresa de mayor rendimiento en la materia en lo que va del año.

La producción pasó de 5 millones de metros cúbicos diarios a 11,7 millones.

Aún así, la importación de gas se encuentra en niveles altísimos.

En junio llegaron al país 30 millones de m3/d de GNL, lo que significó un récord histórico para un mes, igualando la marca de julio de 2017.

La necesidad de recurrir al gas del exterior genera una importante pérdida de dólares, que ensancha la falta de la divisa estadounidense que sufre la Argentina.

El Instituto de Petróleo y Gas Argentino reveló en su informe del primer trimestre del 2021 que las importaciones de gas natural aumentaron casi 18%, a 1,43 miles de millones de m3 durante este año, mientras que en el 2020 se importaron 1,2 miles de millones de m3.

En el informe de gestión presentado por el jefe de Gabinete, Santiago Cafiero, ante el Congreso, se detalla que según las estimaciones del Ministerio de Economía, entre junio y septiembre, se importarán de Bolivia 13,5 millones de metros cúbicos diarios (MMm3/d) de gas natural a 5,77 dólares por millones de Btu (USD/MMBtu).

En tanto, se recibirán cargamentos de GNL vía Escobar de 17 MMm3/d a 7,75 USD/MMBtu y vía Bahía Blanca de 12,5 MMm3/d a 7,83 USD/MMBtu.

El déficit comercial que vislumbra la industria gasífera requiere de obras de infraestructura para poder ser revertido.

En el documento expuesto ante los legisladores se indicó que en busca de sustituir las importaciones de GNL, de combustibles líquidos y la producción proveniente de Bolivia se firmó en mayo un memorándum de entendimiento con empresas chinas para realizar un sistema de gasoductos que conecte Vaca Muerta con las zonas de consumo, y a la vez facilite la exportación.

En este marco, Vaca Muerta, la formación de 30.000 kilómetros cuadrados al sur del país, deja a la vista un parámetro del estado de la industria hidrocarburífera que busca restablecer y sostener su capacidad productiva tras los embates de la pandemia.