En mayo se extrajeron 138.632 barriles de crudo por día y se superó una vieja marca de producción de julio de 2009. La cartera de energía de la provincia informó que los barriles extraídos significan un incremento del 0,98% respecto a abril, pero el salto disruptivo se ve a nivel interanual donde el alza fue de 23,34%. 

Para graficar el peso de la nueva estrategia de las operadoras en el nuevo récord: el shale oil que se extrajo de la roca generadora alcanzó los 87.071 barriles día, algo así como 2.000 más que en abril. Hoy el aporte de la extracción de petróleo no convencional representa el 63% de la producción total de Neuquén y no solo es responsable de la suba global, sino que compensa la caída de los yacimientos maduros. 

Es probable que la tendencia en alza del crudo continúe en lo que resta del año y se acentúe aún más en los próximos años. Y los argumentos son varios. En primer lugar, entre las proyecciones para 2019, YPF anunció que aumentará su producción de crudo en tres áreas. Entre Loma Campana, La Amarga Chica y Bandurria Sur la petrolera planea cerrar el año con una producción cercana a los 80.000 barriles de crudo diarios. 

La gigante norteamericana ExxonMobil confirmó a principios de este mes el pase a desarrollo masivo del área La Invernada-Bajo del Choique donde ya produce petróleo. En la primera etapa planean llegar a 55.000 barriles equivalentes por día. A finales del año pasado la compañía angloholandesa Shell también anunció el pase a desarrollo masivo de tres áreas de petróleo. 

Vista Oil&Gas, la firma de Miguel Galuccio, obtuvo dos concesiones no convencionales en Vaca Muerta en noviembre y su objetivo también es el shale oil. Tecpetrol no se quedó atrás, el brazo petrolero del grupo Techint está en proceso de conseguir dos concesiones no convencionales y una de ellas es de crudo. 

En el segmento del gas natural la historia es otra, si bien en mayo se registró un alza del 5,12% respecto a abril, fue gracias a la crecida de la demanda interna durante el invierno. En abril se cerraron más de 100 pozos por falta de mercado. Ahí también Vaca Muerta dejó su huella y es que la producción no convencional de gas representó el 69% de toda la cuenca. 

Queda claro entonces que para las compañías solo es viable acelerar los desarrollos de gas en los períodos de mayor consumo interno, y es que la fata de gasoductos y los u$s 4.000 millones y 4 años que se necesitan para la construcción de una planta para licuefaccionar el gas y poder abastecer el mercado mundial, obligan a las operadoras a que las inversiones fuertes hoy solo sean en crudo. Loma Campana es el área en Vaca Muerta donde YPF y Chevron enterraron millones y mostraron que la formación podía competir en precios con las mejores cuencas del planeta. 

Cuando parecía que el camino era el petróleo se comenzó a pensar seriamente en la posibilidad de acelerar áreas de gas. Un hidrocarburo que ocupa gran parte de la formación y es la alternativa fósil menos contaminante. La experiencia adquirida comenzó a replicarse en otras áreas como en El Orejano, que supo ser el mayor desarrollo de gas de la formación. 

Luego llegó Tecpetrol, anclado al Plan Gas, y desarrolló Fortín de Piedra, el bloque más grande de gas de Vaca Muerta. Parecía entonces que el presente y el futuro de Vaca Muerta estaba ahí. Pero los cuellos de botella mostraron que el gas se trata solo del futuro. Hasta que el gobierno y las compañías hagan lo propio para eliminar las limitaciones que requiere el gas para consolidar su desarrollo pleno, las operadoras solo pensarán en acelerar sus activos de petróleo.