Crisis energética: profunda caída en la producción de hidrocarburos

Nación - Los primeros tres trimestres del 2011 confirman que la producción de hidrocarburos sufre su caída más grande en la década. Se trata de un dato clave que viene a agravar la crisis energética en medio del recorte de subsidios.

La oferta de crudo se desplomó, se redujo un 8,8% entre enero y septiembre, según los últimos datos disponibles en la Secretaría de Energía, que dirige Daniel Cameron. La situación del gas también es problemática. La producción cayó un 4,4% durante los primeros meses, la baja más estridente desde 2005, cuando la oferta del fluido comenzó a retraerse. Se bombearon 34.086,8 millones de metros cúbicos (MMm3) contra los de 35.626,8 MMm3 de la misma etapa de 2010.

En el sector señalan que el descenso obedece a la declinación natural de los yacimientos –llevan varias décadas en explotación-, acentuada por motivos coyunturales, como las medidas gremiales que paralizaron los yacimientos de Santa Cruz durante más de 60 días entre abril y julio. A raíz de eso –alegan-, este año se extrajeron de los campos locales 24,57 MMm3 de crudo, casi un 9% menos que en el mimos período de 2010 (26,95 MMm3).

No hay antecedentes de un descenso tan drástico en la última década. Es que la producción de petróleo en la Argentina se reactivó a principios de los 90 y alcanzó su máximo en 1998, cuando empezó a decrecer, pero nunca a ritmo tan veloz como en 2011. Aún así, los petroleros estiman que en 2012 los números serán mejores.

“Si bien la tendencia de la extracción de crudo es a la baja desde hace una década, el año que viene la oferta de los yacimientos debería ser mayor, siempre y cuando se normalicen las condiciones de operación en Santa Cruz, que este año complicaron mucho la actividad”, precisaron desde una de las principales petrolera del país, con presencia al de la cuenca del Golfo San Jorge.

Pero, a su vez, advierten sobre la madurez de los principales campos del país. El rendimiento de los grandes reservorios de gas -Loma La Lata, Aguada Pichana, Ramos y Centenario, entre otros- se fue erosionando en los últimos años. La situación queda reflejada en la siguiente estadística: mientras que en el año 2000 un 58% de la producción correspondía a campos de alta presión (con costos de extracción más bajos), el año pasado ese porcentaje se había reducido al 11 por ciento.

Aún así, las operadoras esperan sacarle el jugo a la apreciación del barril en el mercado interno, que se encareció un 30% en 2011 (el crudo de buena calidad, proveniente de Neuquén, pasó de 52 dólares en diciembre de 2011 a 71 en la actualidad). Todavía está lejos del WTI (el indicador de Estados Unidos), pero ya permite nuevos desarrollos. De ahí que las petroleras locales apunten a explotar áreas marginales donde antes no era factible operar por cuestiones económicas. Y, a mediano plazo, apuesten a desarrollar el potencial de los yacimientos no convencionales de hidrocarburos, señalados por muchos como el futuro del up stream argentino, aunque los trabajos en esas formaciones –que albergarían ingentes recursos de gas natural- recién están empezando.

“Si el precio local se sigue acercando al WTI será viable encarar desarrollos de shale oil, el crudo atrapado en formaciones de baja permeabilidad y porosidad”, precisó un alto directivo del sector.

En un yacimiento de esa clase, YPF -la mayor petrolera del mercado- anunció en noviembre el descubrimiento de 927 millones de barriles equivalentes de petróleo de hidrocarburos no convencionales en el área de Loma La Lata, su principal bloque en Neuquén. Además, la compañía de Repsol y la familia Eskenazi informó que delineó una nueva área de 502 km2 con potencialidad de recursos adicionales.

El panorama gasífero es un poco más complejo. A diferencia del crudo, su precio doméstico continúa muy desfasado con relación a los indicadores regionales. Los productores reciben, en promedio, alrededor de u$s 2,50 por millón de BTU, muy lejos de los 10 dólares que se pagan para traer el fluido desde Bolivia e incluso muy por debajo del Henry Hubb, la referencia en el mercado norteamericano, que ronda los u$s 4,60.

Aún así, las productoras presentaron más de 50 proyectos bajo la órbita del Gas Plus, el plan que habilita mejores precios para los nuevos descubrimientos del fluido. La mayoría de las iniciativas se encuentra en estado germinal. Además, precisan del apoyo de la demanda privada -las grandes empresas- para que el programa prospere: los usuarios industrias son los encargados de pagar más por el fluido.

Con todo, falta recorrer un buen trecho para saber si los proyectos lograran incorporar reservas. Pero los números que emanan de los despachos oficiales son auspiciosos: Según la Secretaría de Energía, los emprendimientos de Gas Plus aprobados hasta ahora son 54 (el 75% está radicado en Neuquén).

“De resultar exitosos, los proyectos aprobados, que involucran inversiones por más de u$s 2.600 millones, podrían adicionar reservas de gas por más de 79.000 millones de metros cúbicos (MMm3) de gas para 2015”, destacaron desde un despacho público. La cifra representa, nada menos, que un 25% de los depósitos gasíferos al 31 de diciembre de 2010, que rondan los 360.000 MMm3.

En la Argentina se producen en la actualidad cerca de 36 MMm3 de petróleo por año, según datos de la Secretaría de Energía. Bastante lejos –un 28% menos- que los 49 MMm3 que se extraían en 1998, que marcó el pico histórico de la oferta del oro negro en el país.

Y la tendencia se orienta a la baja. Por eso, en la industria repiten el lema de ‘Inversión y tiempo’ a la hora de explicar los atributos que hacen falta para recuperar el terreno perdido. El escenario de inversión, estancado durante años por la falta de precios internos, comenzaría a destrabarse desde ahora con la decisión del Gobierno de permitir incrementos del barril. La variable temporal también va camino a descomprimirse a partir de la renegociación de las concesiones petroleras que vencen en 2016 y 2017. Neuquén ya prorrogó por 10 años sus áreas, al igual que Mendoza y Chubut, que extendieron sus principales yacimientos. Río Negro y Tierra del Fuego están llevando adelante los procesos de renegociación, y Santa Cruz lo encararía en el primer semestre de 2012.

El aire fresco generado por el alza del precio del crudo se complementa con los proyectos para ampliar el parque refinador, que se mantuvo inmutable en los últimos años a pesar del crecimiento exponencial de la demanda de combustibles que, en promedio, crece al 7% anual desde 2005. De ahí el aumento de las importaciones de naftas y gasoil para cubrir la demanda en surtidores. La mayoría de los emprendimientos para ampliar la capacidad de destilación de petróleo está encuadrada en el programa Refinación Plus, que con créditos fiscales e impositivos permite repagar hasta un 60% de la inversión.

En total, suman 19 proyectos que involucran desembolsos por u$s 1.320 millones. Apuntan a sumar para 2013-2014 alrededor de 1,1 MMm3/año de gasoil y 1,69 MMm3/año de naftas, según datos de la Secretaría de Energía.
“Por la expansión del parque automotor, la capacidad de producción de naftas y gasoil está colmada, porque la demanda supera la producción. De ahí la necesidad de sumar nuevas refinerías que garanticen el abastecimiento a futuro”, explicó a LPO Miguel Schvartzbaum, presidente del grupo Más Energía y CEO de Renesa, que está terminando de ampliar su refinería en Neuquén.
Fuente: agencias/lpo/www.visionfederal.com