La producción de petróleo no convencional en Vaca Muerta tocó un pico histórico en abril: se llegó a un promedio de 147.000 barriles diarios. Las petroleras están obteniendo mejores resultados de lo esperado en la formación neuquina, en términos de costos, productividad y precios. Sin embargo, la foto -que luce bien- podría ser menos alentadora que la película: los analistas advierten que faltan inversiones para poder darle continuidad a este proceso.
Mientras Vaca Muerta y el petróleo “no convencional” crece, hay un declino del “convencional”, es decir los yacimientos más antiguos. Los niveles de actividad actuales alcanzan para abastecer al mercado interno, y hasta para exportar. “Abril fue bueno: el precio de exportación estuvo arriba de los US$ 65 por barril y el mercado local (los refinadores que transforman petróleo en combustibles) pagaron menos, más cerca de US$ 53, pero el negocio rindió”, analizan en dos empresas. “El tema es si habrá continuidad. Lo que se está viendo es mayor productividad, conexión entre pozos que ya fueron perforados con anterioridad. Pero ese proceso necesita inversiones para poder continuar y mantener el ritmo” advierten ejecutivos de dos empresas que pidieron no ser mencionadas.
YPF encabeza este “récord” en Loma Campana, donde está asociada con Chevron. Allí obtiene su mayor productividad por pozos. “Es una producción total de 98.000 barriles de petróleo equivalente día, al primer trimestre de 2021. Petróleo no convencional representa un 23% de la producción de YPF, especialmente por los resultados obtenidos en el área integrada por los Bloques Loma Campana, Bandurria Sur y La Amarga Chica, que alcanzó en abril valores a los 43.000 barriles diarios”, detalló esa compañía.
El costo de desarrollo de barril fue de US$ 10,2 en el primer trimestre. Ese número permite que las operaciones sean rentables, según ejecutivos y consultores. YPF y Chevron dominan el mapa no convencional, con un 53% de participación en la producción de Vaca Muerta. Las siguen Vista, Shell y Petronas. Con más de 262.000 barriles, la cuenca neuquina es la principal fuente de petróleo del país, en la suma de convencional con no convencional. La sigue San Jorge (Chubut), con un promedio de 205.000 barriles y allí predomina Pan American Energy. Las demás cuencas (Austral, Cuyana, NOA) no llegan ni al 10% de esas cifras.
Un especialista consultado, que pidió no ser nombrado, advirtió que la cantidad de equipos que están perforando es menor a la de 2019. “Hay muchos pozos que estaban iniciados, pero no terminados (se los llama DUCS en inglés), que se están conectando y aceleran los proyectos en petróleo. Hay más fracturas por pozo, pero las perforaciones están en baja. La exportación está ayudando”, agrega. Los datos del “récord” fueron provienen de la cuenta ‘Argentina Oil & Gas’ de Twitter, y fueron convalidados en consultas a empresas y expertos del sector.
“Los pozos perforados no completados (DUCs) representan un stock de pozos que vienen desde 2019-2020, cuyo costo ya está hundido (no necesitan nuevas inversiones adicionales) Son pozos que están completados, al 50%, pero que le falta la terminación. Como las empresas ya poseen el 50% del costo hundido, lo que obtienen allí son ganancias rápidas. Pero se están consumiendo ese stock”, suele explicar Luciano Fucello, consultor en petróleo y gas, para entender la diferencia entre ritmo de perforación y ritmo de fracturas.
Un equipo realiza múltiples fracturas. La cantidad de equipos de perforación es inferior a la de dos años. En esta etapa de Vaca Muerta, en la formación se está obteniendo más petróleo con menos equipos. En eso inciden que hay mayor productividad de los equipos y que el petróleo de Vaca Muerta está logrando la calidad buscada por los productores.
“YPF reactivó y eso se siente, pero no se puede asegurar que la tendencia va a continuar a lo largo del año”, explica otro analista. Entre enero y mayo, YPF recompuso sus precios y logró hacerse de caja. Pero de acá a fin de año ya no habrá más aumentos, según la compañía.
“Las restricciones del BCRA en relación a las deudas de empresas no ayudan a las inversiones”, dicen en varias compañías. Para realizar nuevas perforaciones, las compañías se encuentran complicadas para salir a tomar deuda, ya que la autoridad puede cambiarles las reglas, como hizo entre 2020 y 2021. “Ninguna empresa puede hacer desembolsos grandes con su propia caja”, agregan. Hasta YPF avisó que necesitará salir a pedir plata prestada, en el mercado local, hacia fin de año.
La suerte que está corriendo el petróleo sería diferente a la de gas. Si bien hay un plan de estímulo en marcha, hubo tres semanas de conflicto que complicaron las operaciones de las petroleras.
Fuente Clarin
