En la industria de los hidrocarburos no existe el concepto “expectativa”. Existe la “información” (proveniente de estudios rigurosos) luego la planificación, el plan de inversiones y operaciones destinadas a una ecuación rentística.
La industria petrolera como tal, es un “negocio”. Es cierto que hay regulaciones y existen marcos jurídicos destinados a “equilibrar” la balanza, y lograr que los beneficios de este “negocio” sea equitativo y generen “beneficios” para el Estado que promueve esta actividad.
Pero en países como la Argentina -de enorme volatilidad política- las condiciones de las operaciones siempre son cambiantes, y no siempre tienen como objetivo desarrollar la industria para beneficio de las comunidades donde impacta la actividad; sino más bien tienen por objeto cubrir las “expectativas” de la política.
Es que en “la política”, si existe el concepto “expectativa”. De hecho, las campañas proselitistas tienen resultados positivos o negativos, relacionados con las “expectativas”, y estas se generan a través de quien es más creíble en sus promesas de campaña.
Es en este punto, donde, la búsqueda de la rentabilidad empresarial se cruza con la necesidad de la política de generar expectativas; y ésta intersección se encuentra hoy la industria petrolera nacional.
La empresa de bandera Yacimientos Petrolíferos Fiscales – recientemente centenaria – es un ejemplo de la síntesis realizada. Creación, estatización, fusión, privatización, nueva estatización y finalmente una simple estructura destinada a participar en el “negocio”. Es por esto que hoy, YPF tiene una “conducción” política y no “técnica” o profesional.
Es por esta misma razón que no hay una “política de Estado” realista y eficaz para desarrollar la energía que el sector podría brindar a los argentinos; propulsando inversiones donde debe hacerlo, pero también sostenido aquellos lugares que durante un siglo fueron el sustento de la matriz energética del país.
Para decirlo claramente: YPF (como la mayor responsable) comenzó a dar la espalda a su lugar de origen; la Cuenca del Golfo San Jorge (CGSJ).
Este dato es verificable, en los continuos informes oficiales que menciona permanentemente el crecimiento de la actividad; cuando en realidad los números marcan lo inestable del panorama.
Inversiones proyectadas
Hace pocos meses desde YPF se anunció que se había decidido aumentar en un 10% las inversiones proyectadas para este año, afirmando que podrían superar los 4.000 millones de dólares, un 50% más respecto del año 2021.
Este anuncio incluía un pronóstico: “la producción anual de hidrocarburos podría crecer un punto adicional, llegando al 9% en comparación a 2021, lo que significará el mayor crecimiento orgánico de los últimos 25 años”. Esto es: “expectativa”.
Según esta proyección, la inversión debería llevar a una “aceleración de la actividad no convencional”, y supuestamente “mayor actividad en la cuenca del Golfo San Jorge y un incremento en los proyectos de midstream”, detallaba el comunicado de YPF.
Según este informe, a mediados del año -segundo trimestre- la producción total de hidrocarburos había totalizado 504 mil barriles equivalentes por día, representando un incremento del 9% interanual, con un crecimiento del 7% en crudo y un 10% en gas respecto al segundo trimestre de 2021.
El punto es que el crecimiento estaba dado principalmente por la actividad no convencional (Vaca Muerta) como eje de desarrollo de la compañía, representando un 38% de la producción total. Como detalle se informaba que el crudo no convencional mostraba un crecimiento cercano al 50%, mientras que el gas no convencional alcanzaba más de un 80% con relación a igual trimestre del año anterior.
Estos resultados se lograron a partir de las mejoras operativas desarrolladas por la compañía en sus campos en Vaca Muerta, donde se alcanzaron nuevos récords de eficiencia en los tiempos de perforación y fractura de los pozos y la segunda marca más alta en la cantidad de nuevas perforaciones de pozos horizontales.
Claramente, esto tiene relación directa con el incremento de las inversiones en esa zona que era hasta la semana pasada el “único objeto de interés”, hasta que mediante un fallo judicial favorable se abrió la posibilidad de explotar yacimientos offshore frente a las costas de Mar del Plata y surgió una “Vaca Muerta, sumergida”. (ver aparte).
Vaca Muerta, más inversiones
En este contexto, el mes pasado trascendió un informe de Moody’s, que anticipaba que nuestro país mantendría el año próximo un elevado nivel de crecimiento en la producción de petróleo gracias al desarrollo de la formación de hidrocarburos no convencionales de Vaca Muerta.
Esta calificadora de riesgo (que se maneja con información) consideraba que aún ante las “débiles” condiciones macroeconómicas de Argentina y la falta de acceso al mercado de crédito internacional, el sector de hidrocarburos incrementará su nivel de producción en 2023 y mantendrá “sólidas métricas crediticias”.
“Las compañías productoras locales, especialmente en Vaca Muerta, continúan con un elevado crecimiento en el nivel de producción, apalancado por elevados precios internacionales, y con mejoras en los niveles de endeudamiento y generación de flujo de caja”, apuntaba el informa de Moody’s Argentina.
En este mismo sentido, se mencionaba que se esperaba un elevado crecimiento en la producción de petróleo no convencional (“shale oil”) para los próximos 12-18 meses, derivado no solo por altos precios del crudo sino también de menores costes de extracción en Vaca Muerta.
No obstante, la calificadora observó que el incremento en la producción en Vaca Muerta se encontraba “condicionado” a la ampliación de la infraestructura de transporte, almacenaje y logística de crudo con el fin de evacuar los mayores niveles de petróleo y gas a mercados internacionales.
Golfo San Jorge, en declive
Está claro que las operadoras extranjeras -y el capital que las integra -no invertiría en áreas donde no tuvieran asegurada su rentabilidad; pero es en ese punto, donde el Estado que debiera regular y propender al crecimiento equilibrado y sustentable de la actividad. Para eso se creó y existe YPF.
Pero un informe difundido en el mes de noviembre, donde el gobierno destacaba la recuperación de la actividad petrolera tras la pandemia, se revela otra realidad, la que afecta al Golfo San Jorge.
Este informe mencionaba que, en el tercer trimestre, la producción de petróleo alcanzó los 8.565 Mm3, lo que representa un aumento del 13.8% respecto del mismo período del año anterior. Por su parte, la producción de gas natural alcanzó los 139.2 MMm³/día, elevándose un 5.2% en relación a igual segmento de 2021. Estos datos valoraban los periodos julio-septiembre de este año y se conocieron en el informe trimestral de coyuntura energética que elabora y publica la Secretaría de Energía.
Mientras “la política” se sube al carro triunfal de Vaca Muerta, los yacimientos de Santa Cruz sufren el abandono sostenido y evidente.
Es que este crecimiento de Vaca Muerta no logra compensar la declinación de la CGSJ, donde la producción alcanzó los 201.981 barriles diarios. Allí la caída fue del 2,3%.
Este no es un dato nuevo. Un informe del Observatorio Universitario Patagónico de los Hidrocarburos y la Energía, de la Universidad Nacional de la Patagonia San Juan Bosco de mediados de año, reveló que la extracción acumulada de petróleo convencional en la CGSJ en el primer cuatrimestre de 2022 había alcanzado los 3,87 millones de m3, con una disminución de 1,9% con respecto al mismo período del 2021, y con una merma de 10,1% frente al primer cuatrimestre de 2020, incluyendo los meses de marzo y abril con una alta incidencia de la pandemia de Covid-19.
El estudio también alertaba por la caída de la inversión en la CGSJ. “Desde el máximo declarado en 2016 de u$s3.186 millones ha disminuido hasta los u$s811,74 millones del 2021. En el presente ejercicio 2022 los anuncios la estiman en u$s1.000 millones”.
Así los pozos perforados terminados, que son una expresión del dinero invertido, muestra que entre 2011 y 2015 hubo un promedio de 60 pozos terminados mensualmente y desde allí hasta la crisis generada por el Covid-19 el promedio mensual se situó en 35 pozos totales y en el último año y medio en 25 pozos/mes.
Como consecuencia de la menor perforación y presuponiendo una mayor aplicación de fondos a la recuperación secundaria y terciaria en la CGSJ, sigue la declinación en este año 2022 de la extracción primaria en -9,1% y la proporción obtenida por recuperación secundaria aumenta +4,3% y la proporción profundiza la tendencia entre 56,8% secundaria y 43,2% primaria”, sentenció el Observatorio.
Las cifras y los datos son elocuentes; las “políticas” en materia de desarrollo hidrocarburifero ya no contemplan a esta parte de la Patagonia. Esto se ve más claramente en una de las concusiones del informa: “Si bien desde la Cuenca Golfo San Jorge se exporta el 20% promedio anual del total del petróleo extraído, las medidas están dirigidas a ampliar el avance en la Cuenca Neuquina”.
El fin de un paradigma
Como se mencionó el presente artículo, la información es la base de las inversiones (no solo en materia petrolera) y los desembolsos millonarios que se planea destinar a las áreas de la Cuenca Argentina Norte, permiten advertir la magnitud del proyecto.
Si bien es cierto que nuestro país busca hidrocarburos en su plataforma Continental desde la década del 90 del siglo pasada, las perspectivas de este desarrollo nunca estuvieron a la altura de competir con el desarrollo convencional.
Pero pareciera que luego del “shock” a la industria que dio Vaca Muerta y el “shale oil”, es ahora la producción en plataformas lo que concentrará los intereses tanto de las operadoras como del gobierno nacional.
El hallazgo de esa cuenca y el interés despertado proviene del denominado “pozo exploratorio Argerich”, que tiene un costo cercano a los u$s100 millones y cuya perforación esa prevista para el primer trimestre de del año entrante.
Este pozo está ubicado a 307 km de Mar del Plata y a 320 km en línea recta de Puerto Quequén. Según consta en la información a presentar, la profundidad programada para el pozo es de 4.050 metros con una profundidad de agua de 1.535 metros, y se establece un área de 500 metros de radio a su alrededor como área del proyecto siendo la superficie de ocupación proyectada para la actividad de 0,78 km2.
Acerca de este proyecto, fuentes de YPF estimaron que ese yacimiento podría llegar a los 1.000 millones de barriles de petróleo. Si se monetiza a 100 dólares el barril, es una reserva con valor de 100.000 millones de dólares, con el agregado de que, en la Cuenca Argentina Norte, se presume, existen otros 20 yacimientos similares, equivalentes a 20 Vaca Muerta.
¿Qué ocurrirá entonces con las áreas Convencionales (a las que la industria califica como yacimientos maduros) que se encuentran principalmente en Santa Cruz y Chubut, pero también en Salta y parte de Mendoza?
La respuesta es que pasará lo que viene pasando en los últimos años: desinversión.
Las alertas en esta parte de la Patagonia están encendidas.
Las novedades sobre los planes de inversión en materia petrolera parecieran marcar el fin del “paradigma de Mosconi”, quien no solo entendía que el desarrollo petrolero no solo debía ser un tema de “ganancias o pérdidas”, sino también de decisiones políticas estratégicas, vinculadas a la capacidad del Estado de estar donde los intereses privados no lo hacían.
Aquel lugar donde surgió el petróleo nacional hace 115 años, en los campos petroleros que dieron forma a YPF y desde donde se proyectó el desarrollo de ciudades; ahora pareciera carecer de valor.
Y la realidad es que el impacto lo acusarán todas las comunidades que supieron tener “esperanzas” (no expectativas) en las promesas de un desarrollo sostenido.