Por Raúl Figueroa) Desde el Instituto Argentino del Petróleo y Gas (IAPG) se trabaja en la elaboración de un sistema de parámetros técnicos tendientes a medir la eficiencia y productividad en la industria petrolera, habida cuenta de la necesidad de contar con instrumentos confiables para evaluar indicadores que ayuden a mejorar y controlar los costos, teniendo en cuenta que su elevación afecta la posibilidad de crecimiento. El desafío es preparar tales instrumentos para afrontar un mercado petrolero que a fines de este año planteará desafíos más complejos que la actualidad.
Dant Fiorenzo es integrante de la comisión directiva y lidera además la comisión técnica del instituto en su seccional Golfo San Jorge, por lo que apunta en esta entrevista realizada para AdnSurTv a reseñar cuáles son los alcances de la iniciativa.
-¿Cuál es la perspectiva para el resto del año, en función de las señales del mercado internacional y sus impactos sobre la región?
-En principio es muy difícil adivinar lo que va a ocurrir con el precio internacional, pero todo indica que estará en alrededor de 50 dólares, no mucho más; todos los especialistas coinciden en que por muchos años, el barril de 100 dólares no va a regresar. Parecería que debemos ajustar nuestras expectativas y sistema de funcionamiento a ese número.
-Se trata de justar expectativas en torno a los precios de mercado, sobre la base de productividad y eficiencia, según lo que se viene discutiendo en la industria. ¿Hay instrumentos de medición de esa productividad, o se trabaja para crearlos y poder fijar así las metas a alcanzar en materia de eficiencia?
-Es muy complejo, tiene muchas aristas. El IAPG es una institución técnica, que trabaja con información estadística seria y confiable y pretende ser un punto de información, un ente de consulta como lo es en muchísimos aspectos, instando prácticas recomendadas para determinados trabajos, o acordar cómo se resuelven determinadas cuestiones ambientales, y cómo hacemos una serie de cuestiones más eficientes. En ese planteo, en la comisión técnica estamos trabajando para establecer parámetros a lo largo del tiempo en distintos aspectos, que tienen que ver con la industria. Por ejemplo, no sólo en el costo de producción del metro cúbico, que en inglés se llama lifting cost, sino lo que cuesta un metro de perforación, lo que se debe invertir en un pozo y unas serie de cuestiones que han ido variando a lo largo del tiempo. En nuestra actividad tratamos de incorporar más tecnología para ser más eficientes en cada eslabón, sin embargo la realidad nos va empujando un poco a otra cosa. Desde hace 15 años el promedio de la cuenca del golfo San Jorge era de pozos con el 85% de agua por cada metro cúbico producido, pero después de 15 años el yacimiento es más maduro y el promedio está en 92%, es decir que ha crecido la proporción de agua: más esfuerzo para sacar la misma cantidad o menos de petróleo por cada pozo, entonces esto significa un aumento de costos. Tratar el agua es un costo enorme en lo que significa el transporte de fluidos, en energía, en productos químicos para tener unos pocos metros cúbicos. Nos está bajando en el rendimiento del crudo producido, por eso si analizamos las curvas de producción, vemos que éstas no crecen porque cada vez hay más costos. Estamos encarando el estudio de costos desde un punto de vista más abarcativo, que tiene que ver con la supervivencia de la cuenca y el sistema económico de la región. Como institución estamos más lejos de la coyuntura, por ejemplo de lo que puede implicar la discusión salarial. Nosotros estamos ahora con un trabajo duro para crear los parámetros de medición de eficiencia, que calculo estará terminado para al promediar la segunda mitad del año.
-Si hablamos de costos, ¿por dónde habría que trabajar para mejorar la eficiencia?
-Es público y notorio que teníamos hace 10 años un costo extracción de alrededor de 6 dólares por barril y hoy es de no menos de 26, sin impuestos, sin penalización del crudo Escalante ni las regalías. Es decir, los costos han crecido enormemente y se nos acotó la posibilidad de crecimiento de la cuenca. Todos vivimos de esto, por eso estamos tratando de establecer parámetros de medición que nos permitan diagnosticar hacia dónde estamos yendo, en busca de indicadores de sustentabilidad para la región.
-¿Qué dice la experiencia internacional qué se ha hecho frente a la crisis del precio, cómo se mejoró la eficiencia? ¿Tenemos deberes para aprender?
-Sí obviamente, hay una baja de precios mundial ha provocado crisis como ésta en todos los lugares. En otros países de Latinoamérica, donde yo trabajo también, hay casos en que operadoras estatales como Ecopetrol, que ha cerrado la tranquera en yacimientos de baja productividad porque no le daba el costo de explotación, esto ocurrió en muchos lugares, donde todo el mundo busca la forma de reconvertirse para adaptarse estas nuevas reglas de juego. Mientras el petróleo estaba a 100 dólares, se podían disimular las ineficiencias, pero cuando hay que ajustar las tuercas en todas partes, saltan los lugares donde no trabajamos bien. Tenemos la posibilidad de compararnos con otros países, como el caso de Perú, Venezuela o Colombia. Perú, que tiene un sistema productivo de pozos casi tan o más pobres que los nuestros, ha logrado esquemas de producción que le sirven. Tienen pozos muy eficientes al principio, que declinan rápidamente pero siguen produciendo, en bajos volúmenes, durante muchos años. Son producciones de 2,5 ó 3 metros cúbicos por día, que producen desde hace 30 años y continúan; han aprendido a trabajar con estos rendimientos, que son similares a los nuestros, pero con esos números no llegamos a que sean atractivos o productivos. Tenemos muchos pozos en esas condiciones, pero las operadoras no los reparan porque sale más caro ponerlos en marcha de nuevo, que el rédito a obtener. Tenemos en Argentina el costo de producción más alto de todo Latinoamérica. Lo vemos como institución, con mucha preocupación, porque esto involucra el futuro de nuestra región.
-Cuando hablamos costo más alto de producción en el continente, ¿se refiere sólo a las condiciones geológicas, a la mayor proporción de agua, o también a otros factores que inciden en ese costo y que tornan a la región particularmente ineficiente?
-No sé si son comparables, porque todos los pozos son diferentes. Lo que se hace es analizar si conviene o no producir, sumando todas las adversidades y se compara con lo que va a obtener (como rédito). Sí vemos que tenemos muchísimas chances de pozos razonablemente medianos para producir; hay lugares donde es mucho más caro y sin embargo pueden hacerlo.
-La eficiencia, en definitiva, aparece como una herramienta para lograr sustentabilidad, es decir para que la cuenca pueda seguir produciendo, en un horizonte en el que a fin de año el país se abriría plenamente a los precios internacionales del petróleo. Es decir, el desafío apunta a seguir produciendo en ese contexto…
-Sí, es una especulación política pero al mismo tiempo una posibilidad muy concreta. Deberíamos trabajar fuertemente para prepararnos, porque sería catastrófico para nosotros. No sólo desde las empresas, sino también desde el gobierno, para prever qué va a hacer con su principal fuente de recursos, que son las regalías y la masa de dinero que llega; habría que poner el acento en eso.
