Seg煤n datos de la producci贸n "computable", aquella declarada por las empresas a la administraci贸n provincial, 6,4 millones mv de petr贸leo salieron de los yacimientos de la cuenca neuquina. Esto signific贸 una ca铆da anual del 2,39%, cifra que alimenta las expectativas teniendo en cuenta los 煤ltimos promedios anuales, con n煤meros negativos del alrededor del 6%.

El punto desde el que se desliza la curva comenz贸 en 1998, cuando se produjo un volumen que represent贸 tres veces lo extra铆do el a帽o pasado (18,1 millones de mv). Para el gas, pese a que la cuenca sigue aportando alrededor del 43% de la producci贸n nacional, la reversi贸n de la ca铆da no fue significativa.

Durante el 2013 se inyectaron 16.144 millones de mv de gas, lo que signific贸 una merma de 8,96%. La curva negativa, que para esta materia prima tiene una forma m谩s irregular, viene en picada desde el 2004 cuando el descubrimiento de Loma La Lata apuntal贸 una producci贸n total de 27.617 millones de mv.

Gabriel L贸pez, subsecretario provincial de Hidrocarburos, explica una situaci贸n compleja de manera sencilla. La mejora en los n煤meros tiene un componente fundamental: "inversi贸n". Es decir, las empresas efectivamente desembolsan dinero en equipamiento, infraestructura y mano de obra, porque las proyecciones de rentabilidad son viables.

El precio del barril de crudo (cercano a 80 d贸lares) y la ecuaci贸n tecnolog铆a-inversi贸n que hacen rentable la extracci贸n en Vaca Muerta 鈥揷on reservas probadas para estabilizar las cuentas energ茅ticas del pa铆s鈥� sirvieron para empujar la producci贸n de crudo por encima de la del gas. "La rentabilidad viene por el lado de la estructura de precios y las empresas van a producir lo que mayor r茅dito les d茅, pero dentro de las necesidades que defina el pa铆s", explica.

La participaci贸n de los no convencionales en los n煤meros de la producci贸n son bastante auspiciosos siempre que el nivel de inversiones se mantenga. Pese a que un pozo shale rinde fuertemente el primer a帽o y luego produce poco durante muchos a帽os, actualmente el 15% del petr贸leo y el 7,5% del gas provienen de la hidrofractura. Sin embargo los valores del crudo tambi茅n empujaron otras tecnolog铆as alternativas, ahora rentables, como la recuperaci贸n secundaria en pozos maduros y algunos casos aislados de terciaria. Una de las zonas con mayor trabajo de recuperaci贸n es El Trapial.

Pero, poni茅ndolo en palabras de L贸pez, para que los valores mantengan la tendencia positiva no s贸lo depende del precio: "Los astros tienen que estar alineados". Es decir que todos los factores deben conjugarse en tiempo y espacio. "Si (por ejemplo) todos los que tienen (participaci贸n en) Vaca Muerta quisieran producir, no alcanzar铆an los equipos que actualmente hay en el pa铆s", grafica.

Claramente el 煤nico que hoy tiene los "astros alineados" es YPF que pudo reducir costos, tiempo y atraer inversiones de magnitud. Por eso hay algo que en la industria no se discute: en el 2014 se producir谩 m谩s petr贸leo que durante el 2013. Sin embargo, las expectativas est谩n puestas en la extracci贸n de gas con el precio conseguido a trav茅s del programa incremental (gas nuevo) cercano a 7,5 d贸lares el mill贸n de BTU. "Puede que este a帽o (las operadoras) se propongan dejar algo de lado el petr贸leo porque ya se estabiliz贸 y mejor贸 la variable precio (para el gas)", indic贸.

Al momento que propicia una mejora en los precios para el fluido tambi茅n se suma que el mercado del gas es un 谩mbito con m煤ltiples compradores que pueden modificar los techos para otros segmentos. Las perspectivas en este sentido para la provincia, que tiene una cuenca netamente gas铆fera, son positivas y, si bien produce casi la mitad de lo que fue su pico hist贸rico y nadie espera que tenga un crecimiento demasiado empinado, s铆 puede tener un impacto significativo en las arcas provinciales donde las regal铆as hidrocarbur铆feras llegaron a representar el 60% de los recursos y actualmente rondan el 30%.

PLANES DE INVERSI脫N

L贸pez describi贸 que los planes definitivos de las petroleras se conocer谩n reci茅n en marzo o abril. Cuando los directorios aprueben finalmente las inversiones, se podr谩 tener un horizonte certero para los vol煤menes de producci贸n de crudo y gas. En los anteproyectos se calculan inversiones capitalizables por 6.000 millones de d贸lares, que tienen su equivalente en servicios.

Aun cuando el camino est谩 allanado para transitar un a帽o bisagra con n煤meros positivos, una luz de alerta se encendi贸 en los primeros d铆as de febrero. Las reuniones del gobierno nacional con las operadoras del sector para crear un tipo de cambio diferencial, con un d贸lar a 6,88 pesos, hicieron saltar de las sillas a la c煤pula del gobierno provincial. La virtual pesificaci贸n del mercado petrolero podr铆a desalentar las inversiones para el sector y trastrocar las regal铆as engordadas tras la devaluaci贸n de enero que trep贸 al 23%.

Desde el gobierno provincial se apuraron en confirmar que con un atraso en el tipo de cambio las inversiones proyectadas podr铆an contraerse en un 30%. Aun cuando el CEO de la nacionalizada YPF, Miguel Galuccio, impulsa acuerdos con petroleras extranjeras para sumar proyectos intensivos a Vaca Muerta, los movimientos en la cotizaci贸n de la moneda estadounidense obligan a ser cautos sobre las proyecciones para este a帽o.

EL 鈥淒ERRAME鈥� DE LAS INVERSIONES

En el 2013 la industria petrolera dej贸 inversiones por 4.100 millones de d贸lares en la cuenca neuquina. Para este a帽o las proyecciones llegaban hasta los 6.000 millones de d贸lares. La principal inversi贸n lleg贸 de la mano del cuestionado acuerdo YPF-Chevron para el plan piloto no convencional, sobre la formaci贸n Vaca Muerta, en Loma Campana. Este proyecto tuvo un desembolso inicial de 1.500 millones de d贸lares para la exploraci贸n y puesta en producci贸n de 100 pozos shale.

Para este a帽o, s贸lo el mismo proyecto, que debe completar otros 210 pozos, tendr谩 un desembolso superior a los 1.000 millones de d贸lares. Las provincias productoras llevan el c谩lculo de las inversiones bien apuntado porque en la industria se habla de una equivalencia de la inversi贸n capitalizable. Por cada d贸lar que desembolsan las empresas en equipos hay otro que se destina a mano de obra, servicios e insumos.

"Se trata de la log铆stica que est谩 en torno a todo el desarrollo", explica L贸pez y agrega que "los gastos nos importan mucho porque es el derrame, lo que queda en cada provincia en servicios, donde entra todo lo contextual, hasta las viandas". En la cuenta final, a mediano plazo, se calcula que queda m谩s del gasto que de la inversi贸n.

R脥O NEGRO EN EL MAPA DE LA PRODUCCI脫N

Seg煤n los datos del 2013 que publica la Secretar铆a de Energ铆a de Naci贸n, la provincia produjo el 3,6% del gas extra铆do en el pa铆s. En tanto la producci贸n de petr贸leo le aport贸 el 7,6% de los 31,3 millones de mv totales. Los yacimientos rionegrinos produjeron mensualmente 200.395 mv de petr贸leo, una cifra que anualizada asciende a 2,4 millones. En estas tierras la principal productora de crudo es la nacionalizada YPF, con un tercio de lo extra铆do.

Tambi茅n se encuentran entre las que mayor volumen mueven Petrobras y Entre Lomas. En comparaci贸n con el 2012, la producci贸n de petr贸leo rionegrino cay贸 levemente (42.618 mv) con apenas un 1,8%, una cifra aceptable de acuerdo con los totales que viene produciendo la provincia.

La extracci贸n de gas acumul贸 en el 2013 un volumen total de 1.662 millones de mv. La media mensual se acerc贸 a los 139 millones, con variaciones menores entre cada per铆odo. El dato interanual de la producci贸n de gas indic贸 que casi no se registraron cambios. Apenas una ca铆da del 0,10% mostr贸 la actividad comparada con lo registrado en el 2012.

Entre las principales operadoras de este recurso no se encuentra YPF. En cambio, la mayor productora es Apache (626 millones de mv). Tambi茅n se anotan en el podio Tecpetrol (373 millones) y Entre Lomas (273 millones). Las renegociaciones de los contratos petroleros, que en estos d铆as est谩n en etapa de definiciones, podr铆an acelerar la producci贸n de la mano de nuevas inversiones, en una provincia que a煤n busca su l铆mite.