La SEN anunció el aumento de las exportaciones hidrocarburíferas del complejo nacional. Al mismo tiempo informó sobre una disminución en el último semestre en la producción de petróleo. Las causas posibles del sector y las sospechas de esta Redacción.

Redacción

La Secretaría de Energía de la Nación (SEN) informó que las exportaciones de gas y petróleo desde Vaca Muerta siguen en ascenso. En el período enero-agosto de 2023 se vendieron al exterior 20,4 millones de barriles de petróleo, por un valor aproximado de 1.450 millones de dólares. El 26% de la producción provino de la provincia de Neuquén, que ostenta la mayor porción del yacimiento que comparte con La Pampa, Mendoza y Río negro.

De acuerdo a las cifras de la SEN los números implican un incremento del 88 % en los volúmenes exportados y del 39 % en divisas con respecto a igual período de 2022. Las ventas externas han tenido un reimpulso a partir de la operatividad de Puerto Rosales (Punta Alta, provincia de Buenos Aires), y la reactivación del Oleoducto Trasandino (OTASA).

Respecto a las exportaciones de gas, en los primeros ocho meses de 2023 se comercializaron 1.267,72 millones de metros cúbicos, valuados en 377,54 millones de dólares. El incremento interanual en este segmento fue del 43 % en volúmenes y del 90 por ciento en facturación.

Las exportaciones conjuntas de petróleo y gas ascendieron a 1.827 millones de dólares entre enero y agosto de este año, es decir 587 millones de dólares más que en el mismo período de 2022.

Baja en la productividad

Más allá de los datos mencionados anteriormente, desde las principales empresas que están explotando el recurso, se registran desde marzo disminuciones en la extracción. Según la SEN, la misma se contrajo de 649.000 a 632.000 barriles por día (kbbl/d), un 2,7%.

Este ciclo da con signo negativo por primera vez, tras el peor momento de la pandemia de coronavirus, donde la producción petrolera comenzó a crecer de modo ininterrumpida de la mano de la expansión del shale. En julio de 2020 estaba en 487 kbbl/d, en julio de 2021 subió a 530 kbbl/d, en julio de 2022 a 595 kbbl/d y en julio de 2023 llegó a 632 kbbl/d.

Según los analistas privados y la documentación difundida por la SEN, la suba se explica enteramente por el shale oil, el petróleo que se extrae de forma no convencional en la cuenca Neuquina, que logró absorber la declinación estructural de la producción convencional.

En los primeros siete meses de 2023 la producción trepó 9% por una expansión de 29% en el shale que permitió compensar la caída de 3% en los campos convencionales. No obstante, cuando se observa lo ocurrido entre marzo y julio puede verse que la producción total retrocedió de 649 a 632 kbbl/d.

Desde las empresas, no coinciden en el diagnóstico de las posibles causas del mencionado declino en la productividad. Sin embargo, arrojan en el análisis cuatro posibles motivos.

En primer lugar, puede tratarse de interferencias entre los pozos nuevos y los viejos. Según explicaron, el desarrollo en factoría de Vaca Muerta requiere que una vez perforado y puesto en producción un PAD de cuatro a seis pozos, se avance con un nuevo PAD al lado del anterior para ir barriendo todo el territorio. El problema es que la columna de agua que se inyecta en un pozo para estimularlo hidráulicamente puede terminar migrando al PAD aledaño, afectando la producción de la nueva perforación.

Este fenómeno se denomina en la jerga de la industria como parent child; y es motivo de análisis permanente no sólo en la Argentina, sino en los shales de EE.UU. Las operadoras deberán transitar una curva de aprendizaje para encontrar diseños y metodologías de perforación que neutralicen su impacto negativo.

Una segunda causa puede ser el incremento de pozos perforados, pero no completados. Se los conoce como DUCS (Drilled but Uncompleted Wells); y no está claro cuántos se encuentran en esa situación porque la información de cada empresa no es pública en ese ítem. Los especialistas suponen que en los últimos seis meses la media de pozos completados se haya reducido.

En tercer lugar, las recientes perforaciones no tendrían los resultados esperados hasta el momento. A medida que las empresas se alejan de las áreas de mejores rendimientos comprobados, y empiezan a perforar zonas periféricas, es esperable que la productividad se resienta.

Un cuarto motivo – y más probable en función de los inconvenientes internacionales y también en el mercado interno de combustibles -, es que se puede estar ante una “ralentización de la inversión” por el desacople de precios del petróleo. Se da entonces una disminución en la actividad de los equipos de perforación y completación de los pozos.

El motivo es el de siempre más allá de las excusas corporativas: al entregar la explotación a la planificación privada, las firmas pugnan permanentemente por achicar la brecha entre el precio interno del crudo y la paridad de exportación.

Si tales variables internas se nacionalizaran a conveniencia de la matriz energética nacional y se apuntara a aumentar la capacidad de refino argentina, es probable que esa “ralentización”, no existiría o tendría argumentos explicativos más coherentes que los de la mera especulación de precios.

Fuente: SEN / Econojournal