Las inversiones petroleras en Santa Cruz tuvieron un retroceso en los últimos años, al ritmo de la crisis de precios internacionales, según surge de los registros del Ministerio de Energía de la Nación. Al observar las dos regiones productivas que involucran a la provincia, comparando el año 2017 frente al 2014, se nota un comportamiento disímil: mientras en la Cuenca San Jorge hay un retroceso, en la Cuenca Austral se verifica un incremento, que si bien no alcanza a compensar el primer efecto negativo, parece reflejar un reacomodo de inversiones, al compás de las mayores existencias de gas en la Zona Sur y las políticas de incentivos con mayores precios aplicadas por el Gobierno Nacional.

Inversiones en la Cuenca San Jorge

La Cuenca San Jorge, que Santa Cruz comparte con Chubut, integra las áreas petroleras convencionales más productivas del país. En efecto, aun en el marco de la crisis que afectó en los últimos años, la región que conforman el Norte santacruceño y Sur chubutense siguen explicando más del 48% de la producción petrolera del país, mientras que la Cuenca Neuquina representa algo menos del 42%, según datos del Instituto Argentino del Petróleo y Gas, actualizados a diciembre último.

Si se consideran los montos totales anunciados en las declaraciones juradas presentadas por el conjunto de las compañías en la Cuenca San Jorge, en 2014 esa cifra ascendía a un monto global superior a los US$ 1.353 millones, mientras que en 2017 la proyección de inversiones fue de US$ 450 millones. La pregunta es: con el petróleo cotizando alrededor de los 70 dólares por barril, ¿de qué depende la posibilidad de recuperar mayores niveles de actividad?

Está claro que el recupero no puede ser inmediato, sobre todo considerando la volatilidad del precio y que la tendencia en alza ha tenido retrocesos, aun cuando la curva general de la cotización logró una tendencia positiva desde mediados del año pasado.

Sin embargo, resulta necesario establecer un diagnóstico adecuado para conocer qué puede esperarse en cuanto a los tiempos de recuperación, para llegar a niveles de actividad que resulten, en el mediano plazo, no tan desfasados de lo que hubo hasta hace algunos años. Y si bien desde ámbitos cercanos a la industria podrá advertirse, con razón, que aquellos desembolsos respondían a un contexto distinto (con precios superiores a US$ 100 por barril, llegando a picos de 140) no es menos cierto que los topes internos fijados por el Gobierno Nacional en aquel mismo período (por vía de retenciones a la exportación y el tope a los precios del mercado interno, con el argumento de evitar impactos en el mercado de combustibles) generaba un mercado petrolero con precios no superiores a los US$ 60, al menos en lo que respecta a la Cuenca del golfo San Jorge.

Ranking de inversiones

En el contexto actual, con las salvedades adoptadas en los párrafos precedentes de este artículo, puede observarse el comportamiento de las inversiones en los últimos años. Con el foco en San Jorge, la principal operadora de Santa Cruz es YPF. Tomando como punto de partida al año 2014, surge que las inversiones realizadas ese año fueron del orden de los 949 millones de dólares, elevándose a 965 en 2015. El impacto negativo se advierte en 2016, con una proyección declarada ese año en 579 millones de dólares, para ubicarse en US$ 296 M durante 2017, de acuerdo con las declaraciones juradas publicadas en el sitio oficial del Ministerio de Energía de la Nación.

La segunda operadora en importancia, en la porción santacruceña de la Cuenca San Jorge, es Sinopec. Con una inversión concretada en torno a los 300 millones de dólares en el año 2014, la proyección declarada para el año pasado fue de US$ 122 millones. Le sigue PAE, con una inversión superior a los 80 millones de dólares en 2014 y US$ 40 millones de inversión proyectada el año pasado. Para este año, además de la inversión en sus yacimientos, se suma la apuesta en exploración en Meseta Cerón Chico. Tecpetrol, con menor incidencia de actividad en esta provincia, declaró US$ 7,9 millones en 2014, mientras el año pasado proyectó menos de medio millón de dólares.

Vale consignar que las declaraciones juradas de 2018 no están publicadas aún en el sitio oficial del organismo nacional, si bien algunas operadoras ya dejaron trascender sus proyecciones para este año. En esa primera aproximación se observa un recupero de algunas operadoras (YPF informó públicamente que apunta a invertir US$ 340 millones, lo que representa un 15% de incremento respecto del año pasado, por lo que si se confirma esa tendencia, este año se transformaría en una transición de cara a la posibilidad concreta de esperar incrementos de actividad a partir del año próximo.

En la Cuenca Austral

La Cuenca Austral, que Santa Cruz comparte con Tierra del Fuego, ocupa el cuarto lugar en producción petrolera, pero ha experimentado un crecimiento en lo que respecta a la extracción de gas. Esto refleja la mayor inversión proyectada para el año pasado, con un total de US$ 347,3 millones, frente a apenas US$ 70 millones proyectados en el año 2014. Esto posibilitó que en diciembre del año pasado la producción diaria de gas ascendiera a más de 31.000 millones de metros cúbicos diarios, superando el 25% de la producción total de gas del país, cuando en diciembre de 2015 el promedio diario era de 22.500 m3./d, representando menos del 20% de la producción gasífera total.

A partir de las nuevas licitaciones, YPF hizo pie en la Cuenca Austral, Enap Sipetrol ya inauguró el proyecto PIAM, mientras CGC lanzó un plan de perforaciones no convencionales con una inversión de US$ 200 millones para el presente año, sólo en este campo, a lo que se agrega lo previsto en la explotación tradicional.

En esta Cuenca, la mayor inversión prevista del 2017 corrió, precisamente por el proyecto PIAM, por cuenta de Enap Sipetrol, con US$ 282,2 millones. Detrás se ubicó la Compañía General de Combustibles (CGC, que compró los activos que antes eran operados por Petrobras), con US$ 49,5 millones y Roch, con US$ 15,5 millones En 2014, entre Petrobras, Roch y ENAP la inversión alcanzó US$ 70,5 millones.

Si se consideran las dos cuencas productivas de la provincia, surge que mientras en 2014 el volumen total de inversiones declaradas fue del orden de los US$ 1.420 millones, en 2017 retrocedió hasta los US$ 800 millones y para este año, por el momento la proyección apunta a que se mantendrá el volumen del año anterior.

Un 15% más

Sobre el cierre de la edición de Santa Cruz Produce, las empresas petroleras entregaron a la Secretaría de Energía sus Declaraciones Juradas (DDJJ) de inversión.

Las mismas de manera global serían un 20% más que lo desembolsado en todo el país en 2017 cuando se llegó a los US$ 6.724,34 millones.

Claramente Vaca Muerta se lleva todas las miradas, pero en la cuenca del Golfo San Jorge, la segunda más importante de Argentina, se destinarán al menos US$ 1.663,26 millones, lo que implica un salto del 15% respecto de 2017.

De acuerdo a los especialistas, esa suba es importante luego de la escasez que hubo el año pasado, pero aún  insuficiente para recuperar los niveles de actividad y producción que hubo en 2015.

Se recupera la producción

Por primera vez desde agosto de 2015 la producción de petróleo a nivel país cortó la racha negativa y repuntó levemente, un 0,3% (medido interanualmente), de acuerdo a los datos proporcionados por el Ministerio de Energía.

De acuerdo a los analistas, la suba del precio del barril registrada en los últimos meses incentivó un incremento de la producción, (permanece entre los 70 y 74 dólares). De todas formas, si se toman los datos del trimestre, estos aún muestran una tendencia a la baja, del 1,2%. Un porcentual menor, comparados otros períodos.

Cabe recordar que en 2017 la producción de crudo había mermado un 6,7% (en Santa Cruz llegó al 10%) y el año anterior, la caída fue del 3,8%.

El caso del gas es distinto. La producción, impulsada por la mejora del valor en boca de pozo y los planes de incentivo, recuperó su tendencia alcista, después de haber cerrado negativamente el año pasado. En marzo el alza fue del 3% y en el primer trimestre del año, la suba interanual cerró en una suba del 3,4%.

Si bien la producción en 2017 había caído un 0,8%, un año antes la suba había sido del 4,8% por impulso del Plan Gas.

Esta suba está impulsada, básicamente, por Vaca Muerta con su proyecto Fortín de Piedra, lo que ha permitido a la empresa Techint consolidarse como uno de los grandes operadores. La firma a principios de febrero inauguró su Planta de Tratamiento de Gas, lo que le permitió pasar de tener una capacidad de producción de 1,5 millón de m3/día a 6,5 millones de m3/día.