Informe especial. Por: Raúl Figueroa
Entre los años 2006 y 2011, las inversiones petroleras en la cuenca del golfo San Jorge crecieron nominalmente de modo significativo, pasando a concentrarse en esta región el mayor volumen de esos desembolsos. Sin embargo, al tiempo que las inversiones totales más que se triplicaron, la producción de la cuenca ha sido un 12 por ciento inferior en el mismo período. Así se desprende del análisis de los datos estadísticos dela Secretaríade Energía dela Nación, lo que estaría reflejando de modo indirecto la caída de la eficiencia productiva, a partir de un aumento de costos por un lado y por el dispar comportamiento de las operadoras, por el otro. Ver Apuntes para una nueva política energética y Las ganancias de YPF y las inversiones en la cuenca
En 2006, la inversión global en la cuenca San Jorge (incluyendo a todas las operadoras) fue de 681 millones de dólares, lo que representaba un 26,8 por ciento en relación a los 2.533 millones de dólares invertidos en todas las cuencas del país.
En 2011, el monto desembolsado en las áreas que abarcan al sur de Chubut y norte de Santa Cruz ascendió a 2.190 millones de dólares. Esa cifra, tres veces mayor que al inicio del período, significó una incidencia del 46,3 por ciento respecto de los 4.729,9 millones de dólares desembolsados en el total de áreas del país.
Es decir que, en el período de referencia, las inversiones en la región se incrementaron nominalmente en modo significativo, mientras que la incidencia global sobre el resto del país creció casi el 73 por ciento.
El análisis estará incompleto, o al menos no debidamente contextualizado, si no se analiza paralelamente qué ocurrió con la producción en el mismo período. Un razonamiento lineal haría suponer que la producción creció, pero sin embargo ocurrió lo contrario.
En 2011, Argentina extrajo sólo33.218.889 metroscúbicosde petróleo (treinta tres millones doscientos dieciocho mil ochocientos ochenta y nueve metros cúbicos, equivalentes a unos 208 millones de barriles).
Esto representa una caída más que significativa frente a los37.689.492 metroscúbicosde crudo producidos en el año 2006. La pérdida en el período es del 12 por ciento. En rigor, no debe perderse de vista que la producción de petróleo y gas en el país viene decreciendo desde el año 1999, cuando alcanzó su máximo histórico, en torno a los 44 millones de metros cúbicos de crudo, con lo cual la caída acumulada desde entonces es del 25 por ciento.
Más inversión, pero menor producción
Ahora bien, en el período de referencia, así como se incrementaron nominalmente las inversiones en la región, la producción registra descensos. Es decir, se puso más plata, para extraer menos petróleo. En la cuenca San Jorge, la producción en 2006 fue de16.758.182 metros cúbicos, mientras que en 2011 cayó a 14.690.878. La disminución supera el 12 por ciento.
En gas hubo un efecto contrario, con una leve suba desde 4.791 millones de metros cúbicos en 2006, hasta 5.102 millones de metros cúbicos en 2011.
Un dato arrojado por el análisis estadístico muestra evoluciones opuestas entre Santa Cruz y Chubut. En efecto, la caída de producción de la cuenca se explica principalmente por lo ocurrido en el flanco norte santacruceño, ya que en 2006 producía7.144.955 metroscúbicos, mientras que en 2011 cayó a5.189.304 metroscúbicos. En gas, la evolución también fue negativa, desde 1.634 millones de metros cúbicos hasta 1.359 millones de m.3.
En Chubut, en cambio, la evolución fue prácticamente estable. La extracción de petróleo tuvo una caída mucho más atenuada, ya que en 2006 produjo9.613.227 metroscúbicos, mientras que en 2011 las cifras muestran una extracción de9.501.573 metroscúbicos. Es decir, una pérdida superior a los100.000 metroscúbicos, lo que es menos impactante que los2.000.000 metroscúbicosde caída en Santa Cruz.
Asimismo, la producción de gas se elevó levemente, al pasar de 3.157 millones de cúbicos a 3.742 millones.
El mayor peso de la caída estuvo en YPF. En efecto, si bien en Chubut las cifras muestran una caída no tan pronunciada en la producción de esta operadora, al bajar desde 1.957.648 producidos en el año 2006 hasta1.876.996 m.3 en 2011, es en Santa Cruz donde más se nota la reducción: desde4.131.308 metroscúbicosde crudo extraídos en 2006, cayó a 2.727.480 en 2011, lo que explica gran parte de la caída productiva de la cuenca. La disminución, en este caso, es del 34 por ciento.
Pan American Energy, la segunda operadora del país, tuvo una evolución positiva en Chubut: mientras en 2006 producía4.779.745 metroscúbicos, en 2011 extrajo5.382.599 m.3, mientras que en gas incrementó la extracción desde2.640 a3.163 millones de metros cúbicos.
En Santa Cruz, sin embargo, la compañía de los Bulgheroni también muestra una evolución negativa: desde 1.034.826 extraídos en2006 a722.304 metroscúbicosextraídos el año pasado, es decir una caída del orden del 30 por ciento.
Cuánto invirtió cada operadora
En 2011, YPF invirtió 370 millones de dólares en la provincia de Chubut, lo que implica una suba respecto de los 120,4 millones desembolsados en 2006. Su producción en el período cayó, sin embargo, tal lo consignado más arriba en este informe. En Santa Cruz, la operadora también había incrementado su nivel de inversión: en sus áreas del golfo San Jorge, subió desde 219,2 millones de dólares en 2006 a 442 millones de dólares en 2011.
PAE desembolsó el año pasado 742 millones de dólares en Chubut y 101 en Santa Cruz, lo que marca un incremento respecto de los 394 millones de dólares invertidos en Chubut en 2006, con un plan previsto de 44 millones en Santa Cruz en aquel mismo año.
En Chubut, otras operadoras en orden de importancia por inversiones son Tecpetrol, con 76 millones de dólares (en 2006 había invertido 110 millones de dólares) y Enap Sipetrol, con 51,4 millones de dólares (21,9 en 2006).
En Santa Cruz, el segundo actor en importancia dentro de la cuenca es Sinopec (ex Oxy), que el año pasado invirtió 328 millones de dólares, lo que duplicó los 156,7 consignados para el año 2006.
