Por Raúl Figueroa) La perforación de pozos muestra con especial énfasis, en el primer tramo del año 2016, el impacto de la crisis internacional del precio del petróleo en la cuenca del golfo San Jorge, particularmente en la provincia de Chubut. Si se consideran los datos oficiales del Ministerio de Energía de la Nación, hay una sensible disminución en los primeros dos meses del año en curso, en relación al mismo período del año anterior y los precedentes. En enero se inició la perforación de sólo 6 pozos, mientras que en el primer bimestre se registran 13 pozos terminados (es decir, puestos en producción). Esto implica una sensible reducción frente a los 50 pozos terminados en el primer bimestre del año pasado, o los 53 pozos de igual lapso en 2014.
La situación tiene su correlato en la producción. Por primera vez en los últimos años, la provincia registra saldos negativos en los volúmenes de extracción de petróleo, ya que incluso hasta el año 2015, plenamente alcanzado por la crisis, la producción había continuado en un leve pero sostenido aumento.
La caída en la realización de pozos afectados a la explotación –es decir, perforados en áreas que ya están en producción, dejando de lado en este análisis las escasas perforaciones de exploración en busca de nuevas reservas- se tradujo en una caída productiva del 10% en enero de este año, en relación al mismo mes del año anterior. Y de un 1% en febrero. La caída redondea un 11% en el primer bimestre de este año, lo que plantea serios interrogantes respecto del impacto en los ingresos por regalías que podría esperar la provincia de Chubut para el corriente ejercicio. Si el año pasado hubo una pérdida de más de 1.200 millones de pesos, la proyección para los próximos meses (donde se conjugarán los menores precios del crudo con la reducción de regalías para cada barril de exportación, a lo que se añade la disminución en la cantidad de barriles que serán efectivamente extraídos al finalizar el año) abre un serio interrogante para las finanzas provinciales.
Reducir producción para no vender “a pérdida”
La producción de petróleo se redujo (en Chubut) en más de 7.500 metros cúbicos en enero (777.480 m.3 en el primer mes de 2015 contra 769.911 en el primer mes de este año) y en más de 6.700 en febrero (713.637 vs 706.847 m.3). Si se sumara la pérdida total en ambos meses, se superan los 14.000 m.3. Si bien por ahora los volúmenes pueden ser recuperables en un contexto de actividad normal, lo preocupante es que se trata de un escenario totalmente adverso y sin señales de recuperación en el corto ni mediano plazo. Vale recordar que la provincia exporta algo más de 7.000 cúbicos por día, siendo esa la proporción más afectada por la crisis, porque queda impactada plenamente por el precio internacional, lo que significa un margen de ganancia muy escaso (o nulo), pese al subsidio de 10 dólares sustentado por la nación y la provincia. En ese marco, aun cuando el crudo Escalante comience a tener una mayor demanda a mediados de año para la producción de fueloil, utilizado para alimentar usinas termoeléctricas, todavía quedará un volumen de más de 3.000 cúbicos diarios que se vuelcan al mercado externo, es decir: petróleo vendido a muy bajo precio, con altos costos de extracción. En ese marco, podría pensarse que las operadoras que venden parte de su producción al mercado internacional iniciaron una estrategia para disminuir el saldo exportable. De ser así, la baja productiva –a través de la reducción de equipos de perforación- continuará profundizándose a lo largo del año.
Comportamientos disímiles entre operadoras
Dentro de la estadística general, cabe el análisis de comportamientos seguidos por las distintas operadoras, de acuerdo al impacto que cada una ha recibido en sus estructuras. La afectación de equipos por el período “vacacional” iniciado en diciembre explica en gran parte la reducción en la cantidad de pozos perforados, pero no necesariamente se tradujo en menor producción, dependiendo esto de las estrategias seguidas por cada operadora frente a la crisis, además de las características del tipo de área y la demanda en la que se inserta cada barril producido.
Uno de los casos de referencia en el marco de la crisis ha sido el de Tecpetrol. La compañía del grupo Techint expuso ante los gremios y autoridades políticas que su producción se vuelca totalmente al mercado externo y por ello han intentado aplicar el procedimiento de crisis. Sin embargo, fuentes conocedores de la industria hacen notar que la compañía vende la mitad de su producción al mercado interno, es decir a un precio de 54,90 dólares por barril. “Siendo así, en lugar de bajar los dos equipos de perforación deberían haber bajado uno solo”, apunta uno de los observadores, que refuta la argumentación expuesta por la compañía y amplificada por funcionarios y dirigentes.
Pese a ello, el comportamiento de Tecpetrol no fue del todo negativo en materia de perforaciones. En el período enero-febrero de este año registra 2 pozos terminados, una cantidad que está dentro de la escasez de perforaciones que registró en iguales períodos de los últimos años. Ello explica además la drástica caída de producción que viene evidenciando esta operadora en los últimos años, ya que el volumen de crudo producido en 2015, con 850.000 metros cúbicos, representa una pérdida del 36% en relación al año 2009, cuando (también en un año de crisis de precios) extrajo más de 1.340.000 metros cúbicos. Si se compara enero de este año contra enero 2015, la caída es de 4.000 metros cúbicos, lo que representa una disminución de casi el 6%.
La principal petrolera de Chubut es PAE, que opera además el yacimiento más productivo del país, mientras que parte de su producción va al mercado externo. En este caso, la disminución de pozos perforados en el primer bimestre del año es la más drástica, ya que registra sólo 2 pozos terminados entre enero y febrero, frente a un total de 20 perforados en el mismo período de 2015. En todo el año pasado, la compañía había perforado 181 pozos, lo que le había posibilitado alcanzar una producción superior a los 5,2 millones de metros cúbicos en el año, en una línea que se mantuvo ascendente en el último lustro, luego de la caída por los hechos de vandalismo en Cerro Dragón (2012) y tras haber alcanzado un punto cúlmine en 2009, con 5,3 millones de metros cúbicos de crudo producido. Sin embargo, en el primer mes de este año, los registros del Ministerio de Energía de la Nación reflejan que la producción de la operadora se redujo en más de 4.800 cúbicos (algo más del 1%).
Si se consideran las performances de ambas empresas, surge que entre las dos explican buena parte de la caída productiva del mes de enero.
Por su parte, la operadora YPF, que si bien no es la principal en Chubut, mantuvo una estrategia contraria. Favorecida por la posibilidad de volcar toda su producción al mercado interno, es decir con un mayor precio que el internacional, la producción de esta operadora registra en la provincia un aumento del 1% en el primer bimestre del año, explicando 7 de los 13 pozos perforados en el período, aun cuando también bajó equipos de perforación y work over. Y si bien la cantidad de pozos es menor a los 21 pozos perforados en el primer bimestre del año pasado (sumados los de Explotación, Exploración y Servicios), la producción se incrementó en algunos cientos de metros cúbicos. En este caso, el aumento de producción, que es menor en términos nominales (es decir, “no mueve el amperímetro” para revertir la tendencia general negativa), posibilita al menos que la pérdida de la provincia no sea más pronunciada.
También el caso de CAPSA muestra una evolución diferente, al haber concretado la perforación de 3 pozos en el primer bimestre de este año y mostrando el salto productivo más importante, pese a operar uno de los campos más maduros del país: produjo 1.800 metros cúbicos más de petróleo en enero de este año, comparado al mismo mes del año pasado, lo que equivale a un 3,2% de incremento.
Un caso preocupante es el de Enap Sipetrol, que registra un solo pozo en enero y una producción amesetada en los últimos años.
