Los planes de inversión petrolera para 2025 en Chubut combinan perforación con la apuesta a la recuperación terciaria

Antes de mirar lo que viene hacia delante, conviene echar un vistazo al espejo retrovisor. Los planes de inversión comunicados oficialmente por las operadoras a la Secretaría de Energía de la Nación, para el año 2024, totalizaron 10.818 millones de dólares, de los cuales 1.434 correspondieron a la cuenca San Jorge. Por obvias razones, la mayor parte de los fondos, con casi 8.800 millones, se destinaron a la cuenca Neuquina.

Al mismo tiempo, la inversión en esta región se dividió en 424 millones de dólares del lado de Santa Cruz y 1.009 millones de dólares en Chubut. Esos números podrían variar al final del año, sobre todo por el proceso de salida de YPF, que tenía previsto desembolsar unos 316 millones en la cuenca, que se habrían visto atenuados en el marco del traspaso de áreas y la menor actividad que esto significó en gran parte del año en los yacimientos desinvertidos.

De los desembolsos previstos para el año, algo más de 219 millones correspondían a Chubut y el resto, unos 97 millones, a Santa Cruz.

Hay que recordar que la petrolera de bandera mantendrá su operación en Manantiales Behr, que es su yacimiento de mayor producción en Chubut. Según datos de la Secretaría de Energía de la Nación, de los 10,1 millones de barriles de crudo que YPF extrajo en Chubut entre enero y octubre de este año, más de 7,1 millones provinieron de Manantiales, lo que significa el 71% del total.

Por lo mismo, si se asigna una proporción similar entre lo producido y lo invertido, unos 155,5 millones de dólares se habrían concentrado en esos yacimientos de Chubut, mientras que los restantes 63 corresponderían a los planes de Escalante-Trébol y Campamento Central-Cañadón Perdido, que fueron objeto del traspaso a Pecom.

Una vez más, vale reiterar que la menor actividad desarrollada en las áreas de traspaso, que quedaron en ‘stand by’ desde marzo, con mantenimiento mínimo, seguramente reflejará un número bastante menor cuando se oficialicen los datos el año próximo, instancia en la que puede apreciarse, también, lo realmente invertido en el año anterior.

LOS PLANES PARA 2025: PERFORACIÓN Y TERCIARIA

Más allá de la situación de YPF y Manantiales Behr, la actividad en la provincia de Chubut tiene su mayor centro de gravedad en Cerro Dragón, que produce más de la mitad del total del crudo de la provincia. En ese marco, las perspectivas para el año próximo dan un marco de estabilidad:

“Podemos hablar en términos cualitativos, porque todavía no están confirmados los números, pero en líneas generales, Pan American nos anticipó que va a mantener el plan de perforación que tuvo este año, con 160 pozos de producción y también con actividad exploratoria, además de un proyecto de terciaria -destacó el ministro de Hidrocarburos, Federico Ponce-. Esto da posibilidad de incorporar más recursos a futuro”.

En la misma línea, el funcionario destacó la importancia de que “el que es el mayor inversor en la provincia, mantiene fuertemente su actividad”, con referencia al grupo conducido por la familia Bulgheroni. Vale recordar que en 2024, la inversión fue superior a los 700 millones de dólares.

Al mismo tiempo, según ponderó el funcionario, “YPF está proyectando inversiones superiores a este año en Manantiales Behr, así que ahí tenemos otro ‘tilde verde’. Y Pecom, que está en un período de transición, va a mantener la inversión que hizo YPF este año, pero con la expectativa de incrementar para 2026”, indicó el ministro, recordando que la nueva operadora había proyectado, de mínima, 270 millones de dólares en un lapso de 3 años.

“Seguramente, a partir del desarrollo de las plantas de polímeros, el incremento de actividad en Escalante-Trébol se va a empezar a notar a fines de 2026”, añadió el ministro.

Como corolario de esas proyecciones, el funcionario enfatizó especialmente que “ante rumores que circularon en las últimas semanas sobre supuestas nuevas ventas de áreas de las principales operadoras, hay que descartarlo de plano”.

Por el lado de CAPSA-CAPEX, habría un indicador de baja, con relación a los casi 40 millones de dólares desembolsados en 2024, en parte porque la suba de costos en la región, debido a la marginalidad de los yacimientos, sigue planteando límites importantes.

A esto se suma el reciente anuncio ante la CNV (Comisión Nacional de Valores) sobre el acuerdo alcanzado por CAPEX con Trafigura Argentina, para perforar 4 pozos, junto a Schlumberger, en la formación Vaca Muerta, con un 19% de la inversión total.

“El crecimiento de costos en nuestra región obliga a recalcular la actividad -dijo el ministro-, pero está la posibilidad de sumar incentivos para incrementar actividad. Creo que todavía se puede revertir esa merma de inversión”.

INCENTIVOS: ENTRE LA BAJA DE ARANCEL DE POLÍMEROS Y LA ELIMINACIÓN DEL IMPUESTO PAIS

Una de las medidas que puede activar los proyectos de recuperación terciaria es la eliminación de aranceles de importación para polímeros, que son los geles utilizados en esa actividad productiva. La medida ya está vigente.

A esto se suma la eliminación del impuesto PAIS, que dejará de regir desde enero, por lo que a la baja del 14% de costo adicional, se suma otro 17,5% del tributo que dejará de regir, por lo que se espera que esas medidas macroeconómicas, sumadas a la posibilidad de baja de regalías sobre producción incremental, reactiven proyectos de terciaria.

“Eso va a impactar el año que viene, porque Pecom se va a focalizar en las plantas de terciaria, lo mismo que YPF, por lo que entendemos que va a andar bien”, proyectó Ponce.

De cara al año próximo, juegan también las variables internacionales, con un precio del crudo que oscila entre 71 y 75 dólares, lo que hoy genera una mayor conveniencia en la venta al mercado interno que sobre la exportación.

“En el mercado interno, el precio tiene un recorte del 3% por Ingresos Brutos, pero en el mercado externo se pierde el 8% por retenciones de exportación”, comparó.

RETIRADA DE TECPETROL: DEFINICIONES ANTES DE FIN DE AÑO

Por el lado de los interrogantes, sigue sin definiciones la situación de Tecpetrol, con una producción en baja y sin haber concretado el proceso de traspaso de áreas que había comunicado tiempo atrás al gobierno provincial.

Con sólo 700 metros cúbicos diarios de producción (alrededor de 4.400 barriles, cuando años atrás llegó a producir 3 veces más), la operadora ya reconoció que inició un proceso para ofrecer las áreas a otras compañías interesadas, aunque en los despachos oficiales llamó mucho la atención el silencio de las últimas semanas.

 Ante un nuevo requerimiento para definir el proceso y frente a la alternativa de revertir el área al Estado provincial, la operadora comunicó en los últimos días que está respondiendo a los requerimientos de los potenciales compradores, con inspecciones y auditorías en los campos que serán objeto de traspaso. Por eso, se convino un nuevo plazo, ya que antes de fin de año, la operadora se comprometió a dar una respuesta.

Hay que recordar que Tecpetrol está asociada con YPF, que también está vendiendo su participación del 7% en esa UTE y con Pampa Energía, que posee un 36% de participación, tras haberle adquirido esa parte a Petrobras, cuando la brasileña se fue del país.  

Quien también salió a cuestionar la situación de la operadora del grupo Techint fue el dirigente petrolero Jorge Avila, quien señaló que la situación no perjudica sólo a los trabajadores del sector, de los que quedan “140 ó 150 solamente, sino también a la provincia, porque recibe menos regalías".

“La actividad está totalmente parada, tienen solamente un equipo de pulling que trabaja 8 horas, de lunes a viernes, la actividad está muerta”, dijo el líder sindical. “Tenemos que buscar una salida de labura para 2025 -añadió-. A todos los interesados les dijimos lo mismo: si vas a comprar el área, tenés que invertir más de los 15 millones de dólares que está poniendo Tecpetrol. Al menos que saquen a trabajar un perforador por 3 ó 4 meses, pero no podemos estar parados todo el tiempo”.

EL CIERE DE UN MAL AÑO Y LA PERSPECTIVA PARA 2025: PROMESA DE UN POZO GASÍFERO EN LA D-129

Así las cosas, el cierre de año 2024 se debate entre indicadores negativos, con la curva de producción que en términos generales termina marcando una 6% para el período enero-octubre, en comparación al mismo período del año pasado, con las promesas de repunte en las que confía la gestión oficial.

La baja de costos y los pedidos de ajuste son parte de las condiciones en agenda. Avila reconoció que la discusión que vendrá apunta a una baja en la cantidad de trabajadores en boca de pozo: “las operadoras están diciendo que en las áreas no convencionales puede haber 4 operarios, pero para las convencionales nos piden bajar un boca de pozo. También dicen que sobran los trabajadores de pileta seca, es lo que vamos a discutir, porque no estamos de acuerdo”.

Por eso, el dirigente no dudó en calificar al 2024 “como el peor de los últimos 40 años”. Sin embargo, dejó entrever su expectativa por la llegada de Pecom y la posibilidad de que revierta la situación de yacimientos como Escalante y El Trébol, “que estaban totalmente parados. Ahora esperamos la salida de los equipos lo más rápido posible”.

Al mismo tiempo, el también diputado nacional anticipó la posibilidad de los resultados positivos de un pozo no convencional en la formación D-129, que en los próximos días tendría una fractura horizontal, en busca de corroborar los indicadores favorables que ha tenido en los primeros ensayos.

Con proyectos de exportación de grandes volúmenes de gas, sería la puerta para que Chubut también diga presente en un tablero que parece reservado exclusivamente a los grandes volúmenes productivos de Vaca Muerta, pero en el que también la cuenca San Jorge aún tiene recursos para aprovechar.

Por ahora no es conveniente avanzar más, para evitar falsas expectativas; pero es bueno saber que aún hay apuestas fuertes y serias, en una región que se niega a cerrar su historia en la producción hidrocarburífera del país.