¿Cuánto invertirán las operadoras petroleras en Chubut durante 2024?

Si bien todavía falta la presentación oficial ante el gobierno de Chubut, con fecha prevista para el próximo 28 de febrero, las principales operadoras de la provincia ya anticiparon sus programas de trabajo para el año 2024. En algunos casos hay fuertes retrocesos, pero en otros se prevé sostener o incluso incrementar los desembolsos, lo que implica que en la región todavía hay ‘premios’ importantes por obtener.

Más allá del anuncio de salida de YPF, que inició un proceso de devolución de las áreas que explota en Chubut y Santa Cruz, el conjunto de los planes de inversión para el año recién iniciado se proyecta en algo más de 1.200 millones de dólares.

Así lo destacaron referentes del sector energético provincial, quienes advirtieron, no obstante, que aún se aguardan las confirmaciones y se espera conocer las condiciones económicas del país, en las que se desempeñará la actividad. Tratándose de planes ‘de mínima’, los números podrían elevarse por sobre esa referencia, pero también podrían restringirse en caso de que algunas variables no logren ser controladas a tiempo.

En ese sentido, uno de los datos que más preocupa en el sector es la inflación en dólares que ya se proyecta en altos niveles para los próximos meses, lo que termina incrementando los costos y puede limitar las proyecciones que hoy se hacen sobre escenarios de relativa estabilidad para el sector, tras la desregulación de precios de los combustibles y la elevación del tipo de cambio oficial, lo que proyecta mejoras de rentabilidad.

PAE PREVÉ AUMENTAR SU PRODUCCIÓN A TRAVÉS DE PERFORACION de 165 POZOS Y 2 PLANTAS PARA RECUPERACIÓN TERCIARIA

Dentro de ese contexto y con las salvedades del caso, ya hubo una primera reunión entre referentes de las compañías petroleras y autoridades de la provincia, para comenzar a delinear los planes de actividad para el año en curso.

Los mismos son presentados ante la Secretaría de Energía de la Nación según los términos de la resolución 2057, mientras que la fecha para oficializarlos en el ámbito provincial es el próximo 28 de febrero. A partir de esos encuentros preliminares, ya se conocen las proyecciones generales, que terminarán de ajustarse en los detalles más finos en los próximos días.

Aunque la agenda está marcada, con lógica preocupación, por la salida de YPF, la principal operadora de Chubut, en materia de inversión y volúmenes de inversión, es PAE, que para este año prevé un desembolso total de 1.600 millones de dólares. Esa cifra incluye tanto el gasto operativo habitual como la inversión neta prevista para nuevos desarrollos, por lo que el monto se repartiría entre partes aproximadamente iguales entre ambos componentes.

Así, con una inversión neta de alrededor de 820 millones de dólares, la compañía que opera Cerro Dragón, el área que explica más del 50% de la producción total de la provincia, proyecta en principio una suba respecto de lo desembolsado el año pasado, lo que significa una suba de lo proyectado inicialmente para el año pasado (680 millones, según la presentación ante la Secretaría de Energía) previendo la perforación de 165 nuevos pozos, con 8 equipos de perforación y otros 31 entre work-over y pulling.

En ese plan de crecimiento de actividades, la operadora conducida por la familia Bulgheroni anunció en las rondas previas que contempla la puesta en marcha de dos plantas de inyección de polímeros, además de otras instalaciones adicionales, con el objetivo de incrementar en unos 1.000 barriles de petróleo por día la producción por recuperación terciaria.

EL RETIRO DE YPF, LOS PLANES DE CAPSA Y EL MARCADO RETROCESO DE TECPETROL

Otro de los programas que tomó forma es el de YPF, la segunda en magnitud de operaciones dentro de Chubut (el peso específico preponderante en la cuenca lo obtiene por su mayor presencia en áreas de Santa Cruz), que representa el 28% de lo producido el año pasado en la provincia.

La operadora de bandera nacional dejó trascender que lo previsto para este año en Chubut ascendería a un monto del orden de los 250 millones de dólares, lo que marcará un retroceso frente a los 318 millones programados para el año pasado. En ese plan se contemplan 2 equipos de perforación activos y un tercero en stand by, en un marco de incertidumbre por la reversión o traspaso de otras áreas que opera en la región. 

Si bien la compañía tendría previsto, de acuerdo con los trascendidos hasta el momento, concentrar sus actividades exclusivamente en el área de Manantiales Behr y desprenderse del resto, en áreas oficiales aún se cuenta con los proyectos que la petrolera nacional tenía previsto desarrollar en la provincia, con la suma de otras 4 plantas de polímeros en ese activo y otras 2 en Escalante, a partir de los buenos resultados obtenidos a partir de esa técnica.

Una de las operadoras con menor actividad, en principio, para este año es Tecpetrol. La compañía del grupo Techint tiene en carpeta un desembolso de solamente 16 millones de dólares, lo que implica una fuerte baja frente a los 72 millones de dólares invertidos en 2023.

Quienes conocen el sector explican que los desembolsos de Tecpetrol el año pasado estuvieron orientados al desarrollo de un pozo horizontal de más de 4.000 metros, para explorar la formación D-129, que no dio los resultados esperados, por lo que este año apuntan a un plan más conservador, considerando que sus mayores activos están actualmente, al igual que en el caso de YPF, en Vaca Muerta.

LOS POZOS DE PUESTO QUIROGA QUE ARROJARON BUENOS RESULTADOS

Sin embargo, hay todavía una perspectiva de reactivación que podría adquirir una importancia no menor. Es que Tecpetrol tendría también entre sus planes la activación de un equipo perforador en el área Puesto Quiroga, donde hay dos pozos exploratorios que arrojaron buenos resultados, con una producción surgente del orden de los 100 metros cúbicos de petróleo (unos 630 barriles diarios), según registros oficiales, lo que significa un valor muy por encima del promedio de producción de la cuenca.

Esa área, además, está alcanzada por un sistema de incentivos para yacimientos maduros, por lo que aplica una regalía diferencial, del 6%, sobre la producción incremental que se obtenga en la concesión.   

Por su parte, los planes de CAPSA podrían sumar otros 117 millones de dólares, como punto de partida, aunque podría elevarse hasta cerca de los 150 millones en función de que se cumplan algunas expectativas macroeconómicas, a fin de apuntalar proyectos de recuperación terciaria que esa compañía apunta a profundizar en la región.

En total, los cálculos que se hacen en despachos oficiales oscilan entre 1.200 y 1.250 millones de dólares, según si se da la perspectiva de mínima o la de máxima, a partir de las variables que dependen de factores económicos generales, además del componente internacional que necesariamente implica la actividad hidrocarburífera.

Las comparaciones, que siempre son odiosas, pueden empalidecer el número frente a los desembolsos que atraerá este año Vaca Muerta, que en 2023 concitó 7.500 millones de dólares. La diferencia (que no es nueva y se ha repetido en los últimos años) se explica en la magnitud productiva que ofrecen hoy los recursos no convencionales de la cuenca Neuquina, pero al mismo tiempo refleja que Chubut, que podría significar el doble de lo previsto en Santa Cruz, todavía tiene recursos de importancia para sumar al país.