La "explosión" de Vaca Muerta y los desafíos que enfrenta la cuenca de Golfo San Jorge: cuánto producen y desafíos en el mapa regional

Frente al crecimiento exponencial de la actividad petrolera de Vaca Muerta en Neuquén, la cuenca del golfo San Jorge se encuentra ante el desafío de redefinir su rol. Por obvias razones, de geología y mercado, esta región no podrá competir frente a aquel auge, pero sí debería asumir una estrategia para que el aprovechamiento de los recursos que aún tiene por producir sirva de base a un nuevo andamiaje productivo.

Una comparación fría entre los números de producción podría llevar a conclusiones erradas, que deriven en la desvalorización total de los activos que ésta y otras cuencas maduras aún cuentan para crear valor y propender a transformaciones con sustentabilidad económica.

Sin embargo, la magnitud de las diferencias productivas se transforma en el insumo necesario para empezar a prever por dónde debería pasar aquella planificación estratégica, que en gran parte dependerá de los liderazgos políticos, más allá de la visión empresarial.

LOS NÚMEROS EXPLOSIVOS DE VACA MUERTA

De acuerdo con el último informe de ‘Tendencias del Sector Energético’, elaborado por el Instituto Argentino de la Energía General Mosconi, la producción de petróleo en áreas convencionales de todo el país se ubicó, en julio último, en 46.400 metros cúbicos por día.

En áreas No convencionales, concentradas en Vaca Muerta, el volumen alcanzado fue de 62.400 metros cúbicos diarios. Es decir, la producción en los campos neuquinos ya es un 34% superior a la del resto de las áreas del país. Y esa diferencia seguirá creciendo, al ritmo de producción sostenida en aquella cuenca, que se prepara para abrir mercados de exportación, frente al declino natural de las áreas convencionales.

En gas, las diferencias son incluso mayores. Mientras en las cuencas convencionales se extrajeron 50,2 millones de metros cúbicos diarios, en las No convencionales se alanzaron los 101,6 millones de m3/día. La diferencia ya supera el 100% y a nadie sorprenderá cuando, en los próximos meses, sea aún mayor.

Cuando se observa lo ocurrido por cuenca, las diferencias surgen de forma más notoria. En la Neuquina se produjo un total de 77.000 metros cúbicos diarios de petróleo durante julio (además de Neuquén, suma parte de Río Negro y ese total suma también la producción convencional), mientras que, en San Jorge, que involucra al sur de Chubut y norte de Santa Cruz, el total producido fue de 27.000 metros cúbicos.

Y mientras la cuenca Neuquina subió un 23% en la comparación interanual, es decir contra igual mes del año pasado, en San Jorge la caída fue del 14,4%.

La comparación podría ahondarse por el lado de la exportación y las perspectivas que se abren para Vaca Muerta. Con un proyecto de inversión de 2.500 millones de dólares, YPF se prepara a iniciar la construcción del oleoducto desde esas áreas productivas hasta Punta Colorada, en cercanías de Sierra Grande.

Esa obra permitirá la exportación de unos 180.000 barriles diarios, es decir unos 27.000 metros cúbicos de petróleo, a lo que hay que sumar el gasoducto que también se construirá en el mismo trayecto, para instalar la planta de GNL en Punta Colorada, con una inversión del orden de los 5.000 millones de dólares.

En materia de petróleo, hay que contabilizar además los 100.000 barriles por día que exportará Vaca Muerta hacia Chile, por el oleoducto Trasandino, que se pondrá en funcionamiento nuevamente.

Esos números hacen palidecer a las cifras de exportación de Chubut, que hasta hace pocos años era la principal exportadora del país. Hasta agosto de este año, las ventas externas del crudo Escalante alcanzaron los 7,1 millones de barriles.

Aunque no es correcto medirlo así, sería el equivalente a unos 29.600 barriles por día, es decir un 17% de los 168.000 barriles diarios que el país exportó, en promedio, durante el primer semestre del año. Obviamente, el 83% proviene de Vaca Muerta.

EL REACOMODO DE SAN JORGE NO IMPLICA PÉRDIDA DE VALOR

Frente a ese escenario, hay pocas dudas de que el sector petrolero atraviesa un reacomodo en el que la transición, como tal, no será sencilla para esta región. Sin embargo, no puede perderse de vista que el petróleo de la cuenca San Jorge sigue teniendo un valor importante, al menos mientras las refinerías del país sigan precisando de las características de este tipo de petróleo, pesado y con bajo contenido de azufre, para mezclar con los livianos de Neuquén.

Esto se ve reflejado incluso en el proceso de traspaso de áreas iniciado por YPF, que mantendrá la operación de su yacimiento más importante en Chubut, Manantiales Behr. Además, entre las condiciones de venta con Pecom acordó que ésta venderá preferentemente el crudo producido en Escalante y Campamento Central a la operadora de bandera, para la elaboración de combustibles y lubricantes.

Por otro lado, Cerro Dragón continúa contándose como el área convencional más importantes del país, con una producción que mantiene volúmenes en torno a los 68.000 barriles diarios, que abastece la refinería de Campana, que opera alrededor del 15% del mercado de combustibles del país.

Las estrategias políticas para mantener el valor de estos y otros activos de Chubut, como lo son Pampa del Castillo o El Tordillo, deberían apuntar a aprovechar el potencial remanente que todavía tienen para operar estas áreas. En el último caso, incluso, con resultados de una exploración que podría augurar resultados más que importantes, que no se condicen con la escasa actividad que mantiene el operador principal del área, es decir Tecpetrol.

Acaso la laxitud del Estado, en su rol de propietario del recurso, sea algo que debería empezar a revisarse frente a ese tipo de situaciones.

Parte de la estrategia podría verse reflejada también en caso de que se concrete un objetivo recientemente anunciado desde el área de Hidrocarburos, para obtener el arancel cero en la importación de polímeros, proyectando el auge de la recuperación terciaria al que apuntan las operadoras de la cuenca, como una técnica efectiva para empezar a revertir el declino.

Ese tipo de objetivos y la eficacia para alcanzarlos reflejará, en los próximos meses, si hay margen para revitalizar expectativas dentro de un nuevo contexto, que tendrá que ver con una operación más chica que la conocida hasta poco tiempo atrás, pero que no por eso debería perder incidencia en la cadena productiva de la región.

En ese camino, es inevitable seguir verificando la salida de empresas regionales desde esta cuenca hacia Neuquén. Algunas como oportunidad de una nueva sucursal y ampliación de su oferta de servicios. En otros casos, con el cierre de ‘persianas’ local y la apuesta definitiva en aquellas latitudes.

Esto no implica, sin embargo, que un número importante de contratistas que seguirán operando en la región deba resignarse a un retroceso constante, sino que deberá afrontar el desafío de alcanzar niveles de eficiencia que den viabilidad a un recurso que seguirá teniendo demanda, tanto en el país como en los mercados externos a los que hoy se destina alrededor de un 30% de la producción petrolera de Chubut.

Mucho dependerá, también, de las relaciones que establezcan los nuevos actores de la cuenca con esos mismos sectores.

“LA INDEFINICIÓN DE SANTA CRUZ PUEDE COMPLICAR A CHUBUT”

El ingeniero en Petróleo Marcelo Hirschfeldt, desde la consultora Oil Production Consulting, trazó un panorama en el que destaca que Chubut tiene las reservas más importantes en petróleo convencional y esto asegura actividad por un tiempo pronunciado, siempre que logre definirse la situación en el norte santacruceño.

“Hoy la cuenca está dividida en dos, más que nunca -dijo el consultor, ante la consulta de ADNSUR-. Somos dos provincias que comparten la formación geológica, lo que hace que la situación sea más complicada ante la ida de YPF". 

Lo que nos está afectando hoy es la inacción de Santa Cruz a la hora de decidir qué va a hacer con las áreas de YPF. Esto se va a pagar muy caro, porque lo que no se haga ahora, no se va a hacer en el futuro. Ya llevamos dos meses con una parálisis, sobre todo en las áreas santacruceñas, con una actividad al mínimo, casi de la época de la pandemia”.

Paralelamente, evaluó que la salida de YPF desde las áreas maduras “lo que hace es acelerar la toma de decisiones para optimizar costos y ser cada vez más eficientes. Esto debió ser parte de una visión estratégica de la región, pero no la hemos tenido desde hace mucho. Pero más allá de los grandes recursos de Vaca Muerta, nosotros tenemos reservas convencionales que son las más importantes del país y si hacemos bien las cosas, nos puede mantener una actividad mediana, tal vez no al nivel del ‘boom’ de años atrás, pero sí prolongada en el tiempo”.

Para el consultor, a partir de la importancia de Cerro Dragón, “Chubut está mucho más armado en términos de producción, reservas y estabilidad política que Santa Cruz, lo que hace que la mitad de la cuenca hoy esté operando, con un nivel de producción que se sostiene y donde las cosas se están haciendo bien. El gran problema lo va a traer la no toma de decisiones en Santa Cruz, porque en definitiva la cuenca es de servicios y estos se comparten en ambas provincias. Lo que no se hace de aquel lado, no lo podemos traer de este lado y ahí es donde van a surgir las complicaciones”.

Las áreas de Santa Cruz, además, son objeto de interés de otras compañías que apuntaron a la región de San Jorge en el marco del plan Andes de YPF. La definición de ese proceso, incluso, podría marcar nuevas etapas de crecimiento, en un escenario regional que definitivamente ha comenzado a cambiar.

Y frente a la inexorabilidad de los cambios, no hay otra alternativa que adaptarse.