Del corte forzado a la producción gestionada
En julio de 2025 Argentina alcanzó una producción promedio de 160,8 millones de metros cúbicos diarios de gas (MMm3/d), el máximo de su historia. En enero de 2026, con los mismos yacimientos y buena parte de los mismos pozos, la producción fue de 131 MMm3/d: casi 30 millones de metros cúbicos diarios menos, alrededor de un 19%. Buena parte de esa diferencia no es gas que se agotó, sino gas que no tuvo a dónde ir.
Mientras tanto, ese mismo invierno, el país importó 27 cargamentos de GNL, pagados entre 15 y 17 USD/MMBTU. El problema no es la falta de gas, sino el desajuste entre el momento en que se produce y aquel en que se necesita. La capacidad de transporte entre la Cuenca Neuquina y los centros de consumo hace el resto.
Esta descoordinación es el punto de partida de esta edición. Dado que un metro cúbico de gas no vale lo mismo en enero que en julio, producirlo en el momento equivocado tiene un costo. Dejarlo un tiempo más en el reservorio puede ser, contra lo que dice la intuición, la mejor decisión económica: bajar el ritmo de producción presente hace que la producción futura valga más.
Dejarlo un tiempo más en el reservorio puede ser, contra lo que dice la intuición, la mejor decisión económica: bajar el ritmo de producción presente hace que la producción futura valga más.
Una decisión más en la cadena
En las ediciones anteriores recorrimos las decisiones que llevan un pozo desde el plan hasta el mercado: cuándo perforar y fracturar cada pad, cómo asegurar la arena y el agua que eso exige, y qué infraestructura de gathering construir para recolectar la producción. Todas tienen algo en común: comprometen capital y se toman antes de que el pozo entregue su primer metro cúbico.
Hoy miramos una decisión que aparece después, con los pozos ya en producción y la infraestructura ya construida: a qué ritmo producir. Es, posiblemente, la palanca más barata de toda la cadena: no hay que perforar, tender un ducto ni contratar camiones. Sin embargo, condiciona a todas las demás. Si un pozo puede producir menos hoy y recuperar ese volumen mañana, cambia cuántos pozos hacen falta para cubrir la demanda y de qué tamaño conviene construir una planta.
Diferida, no perdida
Con curtailment nos referimos a la decisión, y el proceso, de retener producción que un pozo podría entregar: se lo cierra o se lo estrangula durante un período, aunque físicamente podría producir más. La pregunta obvia es si ese gas se pierde. En la mayoría de los casos, no: queda en el reservorio y se produce más adelante. Por eso hablamos de producción diferida, no de producción perdida.
Una forma simple de pensarlo es a través de la gestión de stock. Si un depósito tiene mercadería disponible, pero limita temporalmente los despachos porque el centro de distribución no puede recibir más, esa mercadería queda en inventario y puede enviarse después. Con el gas ocurre algo parecido: una parte de lo que el pozo no produce durante la restricción puede quedar en el reservorio y extraerse más adelante, cuando se libera el caudal.
La clave está en cómo se mira la curva del pozo. Si se grafica el caudal contra el tiempo, un pozo cerrado parece haber perdido esos meses: el reloj sigue corriendo. Pero la capacidad de un pozo de entregar gas depende principalmente de cuánto gas ya se extrajo. En un gráfico de caudal contra producción acumulada, un pozo cerrado simplemente se queda quieto: no produjo, no avanzó, y al reabrir retoma desde donde estaba.
Este trabajo se basa en la hipótesis de que todo el gas retenido se recupera, lo cual favorece al curtailment. En la práctica, un cierre prolongado puede dejar volumen sin recuperar por daño en la formación, acumulación de líquidos o interferencia con pozos vecinos; en sentido contrario, un estrangulamiento bien administrado puede mejorar la recuperación final. Cómo se representa ese supuesto en un modelo cambia, y mucho, las conclusiones. Lo importante es que ambos escenarios pueden modelarse y comparar los resultados.
¿Por qué se restringe un pozo?
Nadie cierra un pozo por gusto. Detrás de cada restricción hay un límite que la producción no puede atravesar, y en el gas argentino estos límites cambian con la estación.
En invierno, el primer límite lo pone la infraestructura. Los productores compiten por colocar su gas en un mercado de mayor demanda estacional, pero la capacidad de transporte y tratamiento es finita. Cuando la oferta que buscan inyectar supera esa capacidad, algunos deben restringir su producción (curtailment).
El desafío se vuelve más complejo con los pozos nuevos: un pozo no convencional arranca con un caudal muy alto que cae rápidamente en pocos meses (ver edición anterior). Si cada pad que se conecta aporta su producción pico, la capacidad disponible se satura y alguien tiene que ceder. Gestionar el ritmo de incorporación de los pozos y moderar esos picos permite aprovechar mejor la infraestructura existente, sosteniendo un nivel de utilización elevado durante más tiempo sin dimensionarla para absorber caudales iniciales que luego declinan rápidamente.
En verano, el techo lo pone la demanda. Con la calefacción apagada, el consumo cae y la producción disponible supera a la que se puede colocar. Parte del gas está comprometido en contratos firmes; el resto compite en el mercado spot, a precios más bajos o sin comprador. Lo que no tiene a quién venderse no tiene valor hoy, aunque lo tenga mañana.
Y, transversal a ambas, está el precio. Aun con capacidad y demanda disponibles, puede convenir esperar: si el gas vale más dentro de unos meses, producirlo hoy es venderlo barato. Es la misma lógica que lleva a un productor agrícola a acopiar el grano en lugar de venderlo en plena cosecha.
Las decisiones detrás de una restricción
Decidir que hay que producir menos es la parte fácil. Lo difícil es decidir cómo, porque el mismo volumen se puede retener de muchas maneras distintas, y no todas valen lo mismo:
- ¿Cuántos pozos? ¿Conviene restringir pocos pozos a fondo o muchos un poco?
- ¿Cuáles? ¿Los nuevos, que están en su pico y devuelven rápido lo retenido, o los maduros, que declinan despacio y “pierden” menos al esperar?
- ¿Cuándo? ¿Se restringe apenas cae la demanda, o se anticipa la restricción para llegar al invierno con más gas disponible?
- ¿Por cuánto tiempo? ¿Semanas, meses o una temporada entera? Cuanto más largo el cierre, más incierto es cuánto se recupera al reabrir.
- ¿Cierre total o parcial? Cerrar un pozo del todo y estrangularlo durante más tiempo pueden retener el mismo volumen, pero no tienen el mismo efecto operativo.
Ninguna de estas preguntas se responde pozo por pozo. La respuesta correcta para un pozo depende de lo que se haga con todos los demás, de la capacidad disponible en cada mes y de los pozos nuevos que se vayan a conectar. Y, como vimos en ediciones anteriores, es justamente en ese tipo de problemas donde la intuición se queda corta.
El estado del arte
Restringir producción de forma deliberada no es una idea nueva. A comienzos de 2024, con el precio del gas en EE.UU. cerca de sus mínimos en dos décadas, dos de los mayores productores del país anunciaron recortes de entre 0,7 y 1 Bcf/d cada uno, es decir, entre 20 y 28 MMm3/d: un volumen comparable a la diferencia entre el invierno y el verano argentinos. Lo llamaron “curtailment estratégico”: no era gas abandonado, sino gas guardado para venderlo a mejor precio.
Desde lo académico, la base de todo es la descripción del declino de un pozo. Arps (1945) propuso las curvas para explicar la física de un pozo que, con variantes, se siguen usando para proyectar la producción. Knudsen y Foss (2013) plantearon cómo programar los cierres de múltiples pozos de shale gas como una herramienta de optimización de la producción, y no sólo como una contingencia. Más recientemente, Li, Eason, Drouven y Grossmann (2020) optimizaron en conjunto la secuencia de operaciones de un pad, el curtailment y el almacenamiento de gas para maximizar el valor presente bajo incertidumbre de precios.
El hilo conductor es el mismo: la producción de un pozo no es un mero dato, sino una decisión.
Cómo lo modelamos
Para cada grupo de pozos y cada mes, el modelo lleva tres cuentas: lo que el pozo produciría libremente según su curva de declino, lo que se retiene y lo que se devuelve de lo retenido antes. La producción efectiva es la libre, menos lo retenido, más lo devuelto.
Sobre esa base, la pieza más delicada es cuánto se puede devolver por mes. Si el límite es demasiado generoso, el modelo supone que un pozo reabierto entrega de golpe todo lo que guardó, y el curtailment parece gratis. Si es demasiado estricto, lo retenido queda varado y restringir se vuelve, en los hechos, perder producción. Un criterio razonable es que el gas guardado vuelva al mismo ritmo al que declina el pozo: rápido en un pozo joven, despacio en uno maduro.
Lo importante es que la decisión de restringir no se toma aislada. El mismo modelo decide, a la vez, cuántos pozos nuevos conectar y cuándo, respetando la capacidad de planta y transporte de cada mes y la demanda a cubrir. Así, el curtailment compite de igual a igual con las otras palancas: perforar más, ampliar la infraestructura o aceptar no cubrir parte de la demanda.
Los trade-offs
Restringir un pozo nunca es gratis ni siempre conveniente. Hay al menos tres tensiones que el modelo tiene que resolver:
- Hoy vs. mañana. Un metro cúbico producido hoy vale más que uno producido dentro de seis meses, por el simple valor tiempo del dinero. Diferir sólo conviene si la diferencia de precio, o la posibilidad de vender lo que hoy no tiene comprador, compensa esa espera.
- Restringir vs. invertir. Si los pozos pueden guardar gas en verano y devolverlo en invierno, hacen falta menos pozos nuevos para cubrir el pico, o una planta más chica para absorberlo. El curtailment es, en el fondo, una forma de almacenamiento que ya está construida: el propio reservorio.
- Optimismo vs. prudencia. Cuanto más se confíe en que todo lo retenido vuelve, y vuelve rápido, más atractivo parece restringir. Un supuesto demasiado optimista lleva a planes que perforan de menos y descubren el faltante en pleno invierno.
Conclusión: el reservorio también es un activo de almacenamiento
El curtailment suele contarse como una mala noticia: pozos cerrados, producción que no sale, ingresos que se postergan. Mirado con más cuidado, es otra cosa. Es la decisión de producir cada metro cúbico en el momento en que más vale, usando el reservorio como un depósito que ya está pago.
Eso no la hace trivial. Cuánto, cuáles, cuándo y por cuánto tiempo restringir son preguntas que se responden mejor en conjunto con el plan de perforación y la capacidad de la infraestructura, y no en forma aislada. Y la respuesta depende, sobre todo, de un supuesto que conviene validar con datos reales: cuánto del gas retenido vuelve, y a qué ritmo.
