El sector petrolero suele ser noticia habitualmente por los récords que se vienen registrando en Vaca Muerta, tanto a nivel de etapas de fractura como de producción. Sin embargo, la estadística nacional de los últimos 6 meses muestra un dato inquietante. Desde marzo la producción de crudo a nivel nacional se contrajo de 649.000 a 632.000 barriles por día (kbbl/d), un 2,7%, según datos de la consultora Economía & Energía que retoma datos oficiales de la Secretaría de Energía.

Una vez superado el peor momento de la pandemia de coronavirus, 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.

Esa 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, que viene cayendo año a año. De hecho, 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.

Las posibles causas

Este leve retroceso en la producción es motivo de análisis al interior de la propia industria y no hay un consenso pleno sobre las causas que lo explican. “No puedo darte una explicación concreta. Hay que evaluar empresa por empresa para entender qué es lo que está pasando”, reconoció el director de Planeamiento de una de las principales empresas del sector que fue consultado por EconoJournal en la última edición de la AOG Expo realizada en septiembre en La Rural. 

Luego de conversar con otros directivos y consultores del sector, este medio identificó cuatro posibles causas que pueden estar detrás de esta baja.

1) Posibles interferencias entre los pozos nuevos y los viejos: 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. Ese fenómeno, conocido en la industria como parent child, 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.

2) Incremento de pozos perforados, pero no completados: en la jerga se los conoce como DUCS (Drilled but Uncompleted Wells). No está claro cuántos se encuentran en esa situación porque la información de cada empresa no es pública en ese renglón, pero una posibilidad es que en los últimos seis meses la media de pozos completados se haya reducido.

3) Ralentización de la inversión por el desacople de precios del petróleo: en este escenario la reducción se explicaría también por una disminución en la actividad de los equipos de perforación y completación como consecuencia de una ralentización del Capex. Es probable que, en los próximos meses, la brecha entre el precio interno del crudo y la paridad de exportación se acentúe por la decisión del gobierno de atrasar el traslado a precios de los combustibles de la nominalidad acelerada de la economía (mayor inflación y devaluación e incremento del precio internacional del crudo).  

4) Una cuarta explicación es que las campañas más recientes de perforación no tengan tan buenos resultados como las anteriores. Los principales jugadores de Vaca Muerta están produciendo petróleo de los sweet spot (las zonas de sus yacimientos más estudiadas y con mejores rendimientos). A medida que las empresas se alejan de esas áreas y empiezan a perforar zonas periféricas, es esperable que la productividad se resienta. Aún así, esta última hipótesis de trabajo no está verificada, porque el desarrollo de Vaca Muerta es aún temprano. “Hasta ahora, todas las campañas que iniciamos cada año son mejores que las anteriores. En 2023, la tendencia es la misma. Al menos en nuestro caso, la productividad de los pozos nuevos es mejor que la del año previo”, explicó en off the record un ejecutivo de YPF, el principal inversor en Vaca Muerta.