La baja fue de casi un 20% en el interanual y ralentiza particularmente el desarrollo productivo del gas a nivel general.
Son varios los indicadores que muestran un retroceso en la actividad hidrocarburífera al contrastar el primer trimestre de 2021 con el mismo período del año pasado. Sin embargo, la caída interanual de un 17% en la perforación enciende una alarma en el sector respecto a la producción a futuro.
En el primer trimestre, 149 pozos fueron terminados, mientras que en los primeros tres meses del año pasado fueron 180, según indica el IAPG en su último informe trimestral.
El caso particular del gas es el que más preocupa debido a que se va a haciendo más evidente el desajuste entre los pozos ya perforados y los pozos ya enganchados y en funcionamiento. Esto permite entender cuál es el termómetro real de la actividad, que no sólo debe ver el volumen producido en el presente, sino también en si están dadas las condiciones para que una producción dada se pueda mantener luego. Por esa razón, la baja en la perforación es la que termina generando un problema de cara a la producción futura.
Los indicadores del informe muestran que la producción de gas natural total en este período alcanzó los 10.4 miles de millones de m³, “es decir, 115 millones de m³/día, un 10% inferior a lo producido en el año anterior, que fue de 128,2 millones de m³/día”. Por el lado del gas no convencional, la caída fue todavía aún más marcada, de un 14%, ya que pasó de 56,2 millones de m³/día a 48,3 millones de m³/día, si comparamos un trimestre con otro.
En cuanto al crudo, la baja existe pero no se da en la misma magnitud que con el gas. La disminución en la producción diaria fue de 3.811 m³, un 4,6% menos que en el mismo trimestre del año anterior, aunque con un alza del 14% del no convencional que cada vez representa un mayor porcentaje sobre el total producido.
Es cierto que los primeros tres meses del año pasado aún no se habían visto afectados por la llegada de la pandemia, del mismo modo que las bajas registradas en la producción en este primer trimestre no llegaron a reflejar los efectos del parate de tres semanas que sufrió Vaca Muerta a raíz de los cortes en los accesos, durante abril.
El ingeniero Daniel Gerold, titular de la consultora G&G Energy, remarca que estos números, en parte, se deben a un fenómeno previo y que radica en la baja en las inversiones dentro del upstream que se dio a lo largo de 2020 y que repercute ahora.
Inversiones en Vaca Muerta
La cuenca neuquina, con Vaca Muerta como epicentro, es la que mayor producción de gas y petróleo genera a nivel a país, y en 2020 estas fueron de 1.853 millones de dólares, de los cuales 1.400 correspondieron al upstream no convencional y los USD 453 millones al convencional. La pandemia significó una baja histórica en este aspecto, ya que, en 2019, las inversiones en el upstream de esta cuenca habían alcanzado un total de 5.029 millones de dólares.
Debido a la naturaleza del hidrocarburo de esa cuenca –el shale oil y el shale gas son los que priman dentro de esa producción– la merma más anunciada se dio en la inversión en el no convencional: de un año a otro, las inversiones pasaron de 4.336 millones a 1.400 millones de dólares.
Estas cifras remiten a aquella vez en que el gobernador Gutiérrez sostuvo que, de piso, para que Vaca Muerta pueda desarrollarse, las inversiones anuales deben ser de 5.000 millones de dólares. Según Daniel Gerold, el estimado de inversión anual para la cuenca neuquina será de USD 2.700 millones, lo que significaría un avance de apenas de 847 millones de dólares de 2020 a 2021.
