La cuenca del Golfo, a la espera del mismo incentivo que Neuquén

COMODORO RIVADAVIA (POR RAÚL FIGUEROA - EL ANÁLISIS DE LA NOTICIA)- La nueva reunión de la mesa de energía convocada para el miércoles de esta semana encierra la expectativa de que se conozcan definiciones para activar planes de inversión por parte de las operadoras, particularmente en la cuenca del golfo San Jorge, que el año pasado fue la más afectada por la caída de perforación y de producción a raíz de la crisis de precios. En ese marco, se espera que el gobierno nacional otorgue señales de precio, particularmente para el gas, en términos similares a los ya acordados para Neuquén. Sin embargo, las expresiones recientes del ministro Juan José Aranguren echan un manto de dudas sobre posibilidad, ya que el funcionario dejó entrever que no habrá nuevas medidas de estímulo, más allá de las ya otorgadas para la cuenca Neuquina.

En efecto, según expresiones vertidas por el ministro Aranguren días atrás en el almuerzo del Club del Petróleo, el gobierno no daría nuevos incentivos de precios: “Más importante que estar pagando un estímulo a la producción, es contractualizar la relación entre oferta y demanda –dijo, según reflejó la revista Petroquímica-; por lo tanto lo que vamos a hacer en lo que resta del año es generar las condiciones para que tanto el gas viejo como el gas nuevo puedan recuperar esa relación entre productor y demandante”.

En ese contexto, si bien valoró la decisión de otorgar un precio de estímulo para el gas nuevo (de 7,5 dólares por MBTU) producido en la cuenca Neuquina a partir de la explotación de los recursos no convencionales, enfatizó que esa decisión es para transitar paulatinamente hacia una situación de mercado en la que la relación estable entre oferta y demanda definan los precios. Y pasó la pelota al sector empresario, al reclamarles que activen inversiones para cubrir el déficit de alrededor de 25 millones de metros cúbicos de gas que el país debe importar diariamente: “Necesitamos, pedimos, esperamos que el sector privado sea el responsable de reemplazar esa energía o encontrar cómo reemplazar la energía que hemos perdido”, enfatizó el funcionario a los empresarios, al plantear que el país “necesita esa inversión no sólo para reducir la importación de energía, sino para recuperar trabajo argentino”.

También evaluó que un aspecto positivo de la crisis de precios fue que los costos de la importación no impactaran tan negativamente sobre las cuentas públicas, como lo habían hecho hasta el año 2014. En ese sentido, evaluó que la situación podría ser “mucho más preocupante” de no haber sido por la crisis de precios, aunque sin tener en cuenta la baja de la actividad que esto trajo en los campos petroleros y los miles de puestos de trabajo perdidos desde el año 2015 en adelante.

LA DISCUSIÓN POR LA BAJA DE COSTOS

La duda que queda planteada y que debería despejarse en la reunión del miércoles es si también habrá un incentivo de precio temporal para el gas de la cuenca San Jorge, como también si las operadoras y el gobierno profundizarán la presión para que los sindicatos terminen de aceptar nuevas condiciones laborales que permitan elevar la rentabilidad vía reducción de costos. Esto es lo que ocurrió en Vaca Muerta, donde según informó el CEO de YPF, Miguel Gutiérrez, los costos de perforación horizontal en los yacimientos de hidrocarburos no convencionales se redujeron a la mitad, al caer desde cerca de u$s 17 millones por pozo a unos u$s 8 millones, con lo que se alcanzan niveles de explotación rentable.

Gutiérrez precisó el dato al hablar en la conferencia CERAWeek, reunión anual de líderes de la industria energética, la tecnología, los gobiernos y las comunidades financieras, que se desarrolló la semana pasada en Houston, Texas, Estados Unidos.

De este modo, el valor de corte para la producción en esa región se ubica hoy en el orden de los 40 dólares por barril, es decir que la producción puede ser viable siempre que el precio esté por encima de ese valor, conocido en el mercado como “break even” (punto por encima del cual se obtienen ganancias). Además, Gutiérrez detalló que los tiempos de perforación de un pozo no convencional se redujeron desde 40 días a solamente 15 días de demora.

Si bien la referencia es válida para las áreas no convencionales, otorga una medida para conocer por dónde pasan las expectativas del sector empresario y como contraparte, el ámbito sindical y político de la región, desde donde se ha reiterado en los últimos días que se rechazará toda forma de flexibilización laboral en los yacimientos.