Santa Cruz exige que haya un “segundo semestre” petrolero

RÍO GALLEGOS (ADNSUR) - La producción de petróleo por parte de las operadoras que se desempeñan en Santa Cruz volvió a caer en el mes de mayo de este año y acumula una merma, en los primeros 5 meses de 2018, del 8% con relación a igual período del año pasado, pese a los mejores precios del crudo en el mercado internacional. Funcionarios del ámbito provincial apuntan a profundizar la exigencia hacia las compañías para verificar el cumplimiento de las inversiones comprometidas.

Si bien se mantienen los indicadores positivos en algunas áreas vinculadas a la explotación gasífera no convencional, la producción petrolera de Santa Cruz no termina de subirse al tren de la mejora de actividad, en un contexto de precios claramente superior al de los últimos dos años.

A diferencia de Neuquén, que entre enero y junio tuvo un incremento en la producción de petróleo del 7,4% y de Chubut, que mostró una mejora del 5,2%, en ambos caso en comparación a los primeros 5 meses del año pasado, la mayoría de las áreas santacruceñas continuaron sin revertir su tendencia negativa.

Funcionarios del Gobierno Provincial, vinculados al Instituto Provincial de la Energía, anticiparon a Santa Cruz Produce que ya se cumplió la etapa de encuentros con las distintas operadoras para evaluar la situación y se comenzará a exigir el cumplimiento de las inversiones comprometidas: es que transcurrida prácticamente la primera mitad del año, muy poco se ha reflejado en relación a las expectativas de mejora planteadas desde el comienzo de 2018.

A excepción de la producción de gas en la Cuenca Austral, a partir de los precios de incentivo para las áreas no convencionales, son pocos los indicadores positivos que pueden exhibir las operadoras que se desempeñan en Santa Cruz, en la primera parte del año.

“Hemos planteado una fuerte exigencia para que mejoren estos indicadores en la segunda mitad del año –contó a S.C.P. uno de los funcionarios que mantuvo intensas reuniones la última semana en Buenos Aires-. Las condiciones del mercado están dadas como para que cumplan los planes de inversión”, sostuvieron, en las horas previas a una nueva ronda de evaluaciones prevista para la semana pasada.

INVERSIONES ANUNCIADAS 

En términos generales, la producción de petróleo en los primeros 5 meses del año mantiene una caída del 8% en relación al mismo período de 2017, pero se profundiza en relación a 2016, ya que al compararse contra ese año la caída en la producción petrolera supera el 15% y llega al 18% al compararse contra igual período de 2015.

Sólo la producción de gas sigue aportando indicadores positivos, particularmente por lo que ocurre en las áreas no convencionales de la cuenca Austral. En ese ítem, la medición mantiene una tendencia positiva superior al 5%.

Vale recordar que para el 2018 el conjunto de las operadoras comprometió, según las declaraciones juradas presentadas ante el Ministerio de Energía de la Nación, un volumen total de inversiones que supera los 800 millones de dólares: US$ 766,8 M para explotación y otros US$ 71 M para exploración.

En el comportamiento observado por cada operadora en materia de producción, surge lo siguiente, según los registros oficiales para el período enero-mayo de 2018:

• YPF: disminuyó su producción de crudo en un 8% y la de gas cayó en un 16%.
• Sinopec: 9% menos de petróleo y 13% de reducción en gas.
• PAE: subió 2% la producción de crudo, pero redujo 13% la de gas.
• CGC: retrajo 19% su extracción petrolera, pero incrementó 50% los volúmenes de gas.
• Enap: bajó 27% en petróleo y produjo 0,5% menos de gas.

En este último caso hay expectativas de que el proyecto PIAM (Proyecto Incremental Area Magallanes) en la Cuenca Austral y la mayor producción de gas no convencional comience a reflejar una fuerte mejora a partir de los indicadores del mes de junio, en base a los primeros resultados parciales que se conocían anoche. De hecho, en lo que respecta a áreas de la misma cuenca ubicadas en la provincia de Tierra del Fuego, la producción gasífera se duplicó en el mismo período de referencia, por parte de la compañía perteneciente al Estado chileno, lleva adelante dicha explotación en sociedad con YPF.

“Tenemos expectativa de que haya una mejora a partir de junio y julio –contó uno de los funcionarios que trabaja en el tema-, cuando se empiecen a conocer los resultados del PIAM. Igualmente estamos haciendo un trabajo articulado con el Ministerio de Hidrocarburos y demás organismos vinculados al tema hidrocarburos, a partir de la dinámica que nos impuso la gobernadora Alicia Kirchner. También estamos mejorando los controles en el campo y las auditorías a las operadoras”.

POLÍTICA NACIONAL CON IMPACTOS DESIGUALES 

De este modo se observa el comportamiento disímil a partir de la política de incentivos de precios para el gas en áreas no convencionales, como las que se están explotando en la cuenca Austral y que podrían sumar mayores volúmenes en los próximos meses, a partir de nuevos hallazgos confirmados.

Esa dinámica se replica en otras cuencas del país, particularmente en la Neuquina, que viene explotando fuertemente las áreas no convencionales, pero plantea un fuerte interrogante sobre el alcance de la recuperación para la producción convencional.

Por caso, tanto Chubut como Neuquén han visto crecer fuertemente sus ingresos por regalías petroleras, a lo que se suman las regalías gasíferas en el segundo caso, a partir de la combinación entre mayores precios del barril de crudo (que promedió los 63 dólares en la primera parte del año) y los mencionados indicadores positivos en cuanto a producción.

En la provincia chubutense, por ejemplo, se verifica un incremento de regalías superior a los US$ 45 M en los primeros 5 meses del año. Esto es un 37% más que igual período del año pasado (medido en dólares), mientras que la proyección al final del año arroja un incremento superior a los US$ 110 M, por lo que podría superar ampliamente los US$ 400 M, volviendo a valores similares a los que se registraban antes de la crisis del mercado internacional.

En Santa Cruz, sin embargo, esa mejora podría verse limitada (más allá de que los ingresos en pesos tendrán una suba lógica por la devaluación) si no se revierte la curva petrolera, ya que sólo tendrá la mejor incidencia del precio del barril, pero liquidado sobre un volumen menor. Y si bien hay indicadores positivos de producción de gas, esos volúmenes no alcanzan todavía para equilibrar los ingresos que se vieron retraídos por la menor actividad y crisis de precios del petróleo de los últimos 3 años, pero que comenzó a revertirse desde la segunda mitad del 2017.