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Escenario: La demanda de crudo y el dilema de la segunda ola

El fracking en los pozos no completados explica los niveles de producción. La llegada de más perforadores requiere certezas que hoy el mercado no ofrece.

La segunda ola del COVID-19 extiende su halo de incertidumbre también al escenario económico del 2021. La industria petrolera capeó el temporal. Pero acaso no esté del todo dicha la última palabra. Está claro que, al menos en Argentina, el gobierno nacional necesita dar una señal desde la economía. Los millones de vacunas contra el virus que se proyectaban en noviembre finalmente se dieron de frente con la realidad de los laboratorios, la presión de grandes potencias para asirse de todas las dosis posibles y la situación de países como Argentina que tratan de levantar la cabeza desde lo profundo del estrago del virus.

En ese contexto, no obstante, la realidad de la industria petrolera argentina es hoy la de su mejor momento en la pandemia del coronavirus.

En particular, la producción de crudo de Neuquén alcanzó su marca más alta en 15 años. Son los 178.200 barriles que llegan con el empuje de los pozos de shale oil (80% de la producción total) que superan el anterior registro de marzo del 2020, cuando la debacle empezó a presentar credenciales de un modo rotundo (el mes que viene se cumple un año desde que YPF recortó 50% la producción de Loma Campana, recuperada desde noviembre). La demanda interna de combustibles había caído un 70% por las restricciones de circulación. De ese mal mayor a este récord, que combina los efectos previos de la caída de contagios y plantea la pregunta de cuánto tiempo durará ese veranito, en un momento en el que la segunda ola del virus podría estar echando raíces.

Es verdad, se produce más porque se consume más. Hoy el país está un 10% por debajo del consumo de la prepandemia. Y a unos 20 mil barriles diarios de su producción promedio de petróleo en condición normal.

Sectores de la industria se preguntan por cuánto tiempo continuará este contexto, al medir los niveles de actividad que podrían alcanzarse este año que se espera que sea de recuperación.

Hoy, los niveles de actividad más notorios están vinculados a los servicios de fractura.

Había unos 156 pozos no completados al promediar el 2019. Son parte de los que explican la producción actual. YPF, que tenía 81 en esa condición a fines del 2020, buscará haber fracturado 46 en los primeros seis meses del 2021.

Los nuevos pozos del Plan Gas.Ar, aquel factor que podría explicar una parte importante de los próximos cuatro años del gas argentino, podrían marcar el ritmo de los nuevos pozos perforados en la Cuenca Neuquina. Es lo que explicará parte de los 14 perforadores que la empresa nacionalizada sostendrá en promedio durante el 2021 (en Neuquén suman hoy unos 24).

Pero con todo, un nuevo salto en la producción (de crudo y de gas), es decir, la perforación de nuevos pozos, seguirá vinculado a las mismas dos variables que caracterizan el upstream desde marzo pasado. Por un lado, el coronavirus y sus efectos demoledores en la demanda. Y también de modo sustancial, la condición macroeconómica del país, el factor inicial que incidió en el mercado petrolero argentino y en el desarrollo de nuevos bloques.

Porque hoy parece lejano, pero las restricciones sobre los dólares y los precios internos del crudo persisten desde, al menos, junio del 2019. Claro, luego llegó esa larga letanía de inactividad por la pandemia. La demanda dividirá aguas en los niveles de actividad posibles. Perforar pozos sin tener certezas del mercado no está en los planes de nadie. Esas certidumbres, en definitiva, son las que traerán más o menos perforadores a Vaca Muerta.

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