Proyecto de la Ley de Hidrocarburos: los resortes que podrían "desviar" US$ 450 millones desde Chubut a Neuquén
La normativa que prepara el gobierno nacional podría perjudicar especialmente a la actividad petrolera de Chubut. El efecto colateral del proyecto se produce por plantear el mismo punto de largada para áreas que no sufrieron del mismo modo las consecuencias de la pandemia.
Aunque no hay borrador oficial, los indicios sobre el proyecto de ley de Hidrocarburos que hasta aquí se conocen abrieron el suficiente nivel de alerta en torno a por qué la normativa que prepara el gobierno nacional podría perjudicar especialmente a la actividad petrolera de Chubut. Es que al tomar la curva de producción de los últimos dos años, el “premio” por inversión se hace más alto en los nuevos yacimientos de Neuquén, antes que en las áreas maduras del golfo San Jorge.
El efecto colateral del proyecto se produce por plantear el mismo punto de largada para áreas que no sufrieron del mismo modo las consecuencias de la pandemia. Para calificar entre los incentivos que promueve el proyecto, el artículo 9 del borrador al que tuvo acceso ADNSUR estipula que la línea de base para comparar la curva de producción debe ser el volumen más alto del bienio 2019-2020 (o los 12 meses previos contados al momento de la sanción de la ley).
En ese lapso, si se toman los 12 meses transcurridos desde mayo del año pasado hasta igual mes de este año, comparado con igual lapso 2019-2020, la producción total de Chubut disminuyó en 3,2 millones de barriles de petróleo. Es decir, 59,2 millones de barriles contra 56 millones, en el último período, lo que refleja una merma del 5 por ciento.
El proyecto determina que en áreas convencionales, la curva de producción debe revertir la declinación natural y a partir de ese punto se aplican incentivos, como la posibilidad de exportar volúmenes crecientes de la producción incremental y libre disponibilidad de hasta el 20 por ciento de las divisas generadas por exportación.
Si se tomara a Chubut como una única unidad de producción de petróleo, para equilibrar la línea de base necesitaría incrementar, de mínima, su producción en 3,2 millones de barriles durante el próximo año. ¿A cuánto equivale ese esfuerzo, medido en términos de inversión? Como se trata de un área madura, con crecientes cantidades de agua de formación (más del 90 por ciento del total producido), la curva sólo puede sostenerse con cantidades mayores de nuevos pozos, que en la provincia se estima entre 150 y 200 nuevas perforaciones por año, sólo para mantener la producción en equilibrio, o con un declino mínimo.
450 millones de dólares sólo para “volver” a 2019
Si se observa lo invertido, por el total de las operadoras, en el año 2019 y se compara contra el 2020, surge otra dimensión del problema: para lograr los más de 59 millones de barriles en aquel año, previo a la pandemia, el desembolso total fue de 1.100 millones de dólares. En 2020, según consta en la Secretaría de Energía de la Nación, esa inversión cayó hasta unos 645 millones de dólares.
Sólo para volver al nivel del 2019, en Chubut se requerirían unos 450 millones de dólares adicionales. Todo ese esfuerzo para alcanzar la “línea de base” y a partir de ahí, seguir subiendo para ganar algunos de los incentivos de la ley.
En comparación, Neuquén atravesó un período más favorable durante la pandemia, a partir de la actividad que había concentrado Vaca Muerta por distintos programas de incentivo, particularmente para la producción de gas (con desembolsos de subsidios de varios miles de millones de dólares durante el período 2016-2019), lo que permitió incrementar la producción aun en el crítico 2020, por completación de pozos perforados en el período previo.
Neuquén subió su producción aún en pandemia
De ese modo, Neuquén tuvo un saldo favorable, con un incremento de su producción el año pasado, ubicándose en 10,4 millones de barriles, lo que implica más de un 9 por ciento de suba (detalle no menor: con una inversión que en 2020 cayó a la mitad que lo desembolsado en 2019).
El contexto más favorable y la innegable riqueza de recursos no convencionales de la cuenca Neuquina (que el país necesita aprovechar) atrajo además una gran cantidad de “nuevos jugadores”, incluidos algunos que ya estaban en la cuenca San Jorge, por lo que en áreas de producción incipiente, los volúmenes incrementales arrojarán resultados más rápidos en términos de beneficios. Además, la misma atomización de operadores en aquella cuenca es otra característica que favorece la actividad en aquella región.
“Hay nuevos jugadores que con sólo un esfuerzo en los últimos años se encuentran con incentivos, mientras que en Chubut se viene haciendo un gran esfuerzo y sin embargo no hay un reconocimiento a las dificultades geológicas”, se escuchó en los pasillos de la reciente cumbre petrolera en Comodoro Rivadavia.
“Si fuera una comparación en términos financieros, podríamos decir que Vaca Muerta es un banco que ofrece una rentabilidad más alta para quien coloque su dinero allá, como si se tratara de la tasa de interés de un plazo fijo, en comparación a la cuenca San Jorge”, comentó un observador.
De ese modo, la preocupación que surge es clara: entre subir un equipo perforador en Chubut o llevarlo a Neuquén, la alternativa será obvia para compañías que deben responder ante sus inversionistas. En Vaca Muerta además se produce un crudo liviano, de 39 grados API, cuyo incremento podría modificar las mezclas utilizadas en las refinerías locales, reduciendo la demanda del crudo Escalante.
Aunque no sea el objetivo de una ley que apunta a atraer inversiones, tal como está en el borrador de proyecto hasta ahora conocido, los 450 millones de dólares reducidos en Chubut el año pasado, terminarían re direccionándose -por lógica- hacia Neuquén.
