La producción hidrocarburífera no convencional en la cuenca neuquina cayó abruptamente debido a la falta de demanda y por tener la capacidad del almacenamiento al tope.

Según datos del Ministerio de Energía y Recursos Naturales de Neuquén, en abril se produjeron 133.780 barriles por día de petróleo. El número significó una caída del 21,15% respecto de marzo y una baja interanual del 2,54%.

El 71% de la producción de petróleo en Neuquén es no convencional, en tanto que el 69% del gas proviene del mismo segmento (44% shale; 25% tight). Analizando los datos de producción no convencional, con informes de las propias operadoras, se puede observar la merma en cada compañía.

En el caso de YPF, realizó los recortes más amplios, en una estrategia a nivel nacional y dado que es la mayor productora de petróleo y gas del país. En Neuquén, su producción no convencional pasó de 75.900 barriles por día en febrero a 64.500 en abril.

La empresa de mayoría estatal aplicó una baja del 50% de su producción en Loma Campana, el área emblema del shale oil en Vaca Muerta. En febrero tenía una producción de 41 mil barriles diarios, en abril llegó a 31 mil. En el resto de sus activos en Vaca Muerta la producción fue dispar. En Bandurria Sur creció en producción de shale oil un 10%. Fue de la mano de las últimas inversiones con los nuevos socios Shell y Equinor que compraron en abril y mayo el 60% del área.

La caída más fuerte del shale oil se dio en Vista Oil & Gas al precipitarse de 5000 barriles por día a apenas 175. Esta operadora independiente tiene a su cargo Bajada del Palo Oeste y había realizado una serie de inversiones para trasladar una mayor producción en 2020.

Por el lado de Tecpetrol, el brazo hidrocarburífero del Grupo Techint en Fortín de Piedra, que dio muestras del enorme potencial del shale gas, extrajo de sus proyectos en Vaca Muerta unos 4400 barriles por día y la pandemia los llevó a sacar apenas 850.

En el caso de la norteamericana ExxonMobil en sus proyectos con objetivo en la formación Vaca Muerta también tuvo que retroceder en su producción. Si en febrero, antes de la pandemia, tenía un ritmo de 6600 barriles por día, en buena medida gracias a sus nuevos pozos en Bajo Choique-La Invernada, en abril tuvo un promedio de 1900 barriles diarios, precisa la nota de David Mottura en LM Neuquén.

La empresa francesa Total también frenó sus pozos de petróleo con objetivos shale. Si en febrero tenía una producción de 2700 barriles por día, en abril pudo mantener unos 1500 barriles.

Algunas operadores lograron sostener la producción, como Pan American Energy que en abril tuvo un volumen de 10.300 barriles por día, por su parte la angloholandesa Shell Argentina alcanzó una producción de 9600 barriles por día y Pluspetrol, 3500.
El problema del almacenamiento

Más allá de la implementación de un precio sostén para barril de crudo, fijado en 45 dólares contra los 35 a nivel internacional, el principal problema de la producción convencional y no convencional de petróleo es el del almacenamiento, que ha llevado a algunas operadoras a contratar buques tanque con altos costos en alquileres, a la espera de que repunte la demanda, en franca caída ante el contexto internacional por la pandemia del COVID-19.

En este sentido, en la Argentina hay 12,7 millones de barriles almacenados en Puerto Rosales, las sedes de Termap en Chubut y Santa Cruz, y también en los puntos de despacho en la Cuenca Austral. Las empresas tratan de vender ese crudo con descuentos en un mundo con sobreoferta.

Atento al contexto, el decreto 488 del precio sostén, o “barril criollo”, estableció un nuevo esquema de retenciones. Si el precio internacional está por debajo de los 45 dólares, los derechos de exportación se mantienen en 0%. Si es igual o superior a 60, será del 8%. Por encima de 45 y debajo de 60 dólares, las retenciones tendrán una alícuota que irá de 0,53%, por caso en los 46 dólares por barril, hasta alcanzar los 7,47% si el barril llegara a 59 dólares.
Imagen hammershaug via Wunderstock (license)