Por Raúl Figueroa) La exportación de crudo no es el mejor negocio para la cuenca, pero es la única alternativa posible para evitar un recorte más abrupto aún de la producción de crudo. De lo contrario, se agravaría todavía más el problema de la cuenca San Jorge, que tiene actualmente 51 equipos paralizados (entre perforación y work over).
La perspectiva más positiva es la próxima conclusión de la ampliación de la refinería de YPF en La Plata, a lo que se suma también el proyecto de ampliación en la capacidad de procesamiento de la planta de Axion en Campana: ambos sistemas de refino absorberán mayor porcentaje de crudo Escalante, reduciendo así el excedente que hoy va al mercado externo, con un bajo precio y un alto costo fiscal.
Dicho costo fiscal se configura a través dos vías: subsidio a la exportación, en aquellos casos en que se aplica (cuando al momento del embarque, el precio internacional del crudo Brent es inferior a 47,50 dólares) y a través de reembolsos a la exportación, que en el puerto de Comodoro es del 9%.
YPF ya inició las pruebas preliminares de la nueva planta de coque, en La Plata, que podría absorber aproximadamente 3.000 metros cúbicos por día de crudo tipo Escalante (lo que representa alrededor de la mitad del volumen que hoy se exporta, para ampliar la producción de gasoil (1.000 millones de litros) y naftas (190 millones de litros adicionales), además de la elaboración de fuel oil para generación de energía eléctrica. La inversión total asciende a alrededor de 7.700 millones de pesos, según informó recientemente la compañía.
Por su parte, también Axion Energy –del grupo Bridas y la china CNOOC, que a su vez controlan Pan American Energy en el país, con el 40% de la sociedad- tiene un proyecto de ampliación de su planta de refino en Campana. Según manifestó Luis Fredes, director de Calidad en el 13er Congreso Argentino de Petroquímica, el objetivo es ampliar la capacidad de procesamiento del petróleo crudo que procesa la planta (en su gran mayoría, el tipo Escalante que PAE produce en Chubut), desde 90.000 barriles diarios (unos 14.000 metros cúbicos diarios) hasta 130.000 barriles por día (más de 20.600 metros cúbicos por día). Para ello se impulsa una inversión total de 1.200 millones de dólares, de los cuales hasta ahora se desembolsaron 400 millones, en un programa que prevé concluir hacia el año 2018, cuando la refinería llegaría a producir un 73% más de diesel y un 60% más de naftas, en comparación a los valores del año 2011, cuando todavía era opera por el grupo Exxon.
