La producción de crudo atenuó su caída en 2021 y sumó inversiones

Desde 2016 la producción viene cayendo. Sin embargo, aseguran que se logró frenar el ritmo de caída y hay buenas perspectivas. / Foto: José Gutiérrez
Desde 2016 la producción viene cayendo. Sin embargo, aseguran que se logró frenar el ritmo de caída y hay buenas perspectivas. / Foto: José Gutiérrez

Desde 2016 la producción viene cayendo. Sin embargo, aseguran que se logró frenar el ritmo de caída y hay buenas perspectivas.

El 2021 se transformó, para la industria hidrocarburífera de Mendoza, en el peor año de la historia desde que se mide la actividad. Sin embargo, durante el ultimo trimestre, el sector mostró algunos signos de recuperación, y un empujón gracias a las inversiones que se están registrando.

En total, según las mediciones del Ministerio de Energía de la Nación, la producción de crudo llegó en Mendoza a los 3.234.761 m3. En diciembre, la baja respecto de 2020 fue de 7% con una performance de 271.477. Más allá de eso, Estanislao Schilardi, secretario de Hidrocarburos, prefiere quedarse con las mediciones diarias de la actividad. En este sentido, la provincia ronda entre los 8.800 y 9.200 m3 al día y, en la comparación entre el primer mes del año y el último, se ha dado una baja de 1,3%.

Desde 2016 la producción viene cayendo. Sin embargo, aseguran que se logró frenar el ritmo de caída y hay buenas perspectivas.
Desde 2016 la producción viene cayendo. Sin embargo, aseguran que se logró frenar el ritmo de caída y hay buenas perspectivas.

Una declinación natural

Para el sector la baja en la producción no es una novedad. Es que los pozos tienen una declinación natural que, si las empresas no hacen nada, sólo extraen, decae la producción entre un 10% y un 15%, tal como lo expuso el funcionario provincial. “Esto indica que la extracción no es estable. Desde hace años, el promedio de caída ronda el 4%, por lo que, si el número está por debajo de eso, algo se hizo para contrarrestar la declinación natural. En 2020 la pandemia pegó muy fuerte y los números fueron malos, sobre todo porque hubo yacimientos que pararon y el 35% de la producción estuvo inactiva. Cuando retomaron la actividad, no lo hicieron con la productividad que habían dejado, sino que ya habían sido afectados por la declinación natural. Costó la reactivación”, dijo Schilardi.

Un dato no menor es que la actividad hidrocarburífera de Mendoza no crece en producción desde 2016, cuando emprendió un descenso que no parece terminar.

El economista Daniel Garro aseguró que uno de los motivos es que todos los pozos que tiene hoy la provincia son viejos. Entonces, necesitás cada vez un poco más de inversión para poder extraer. “Los empresarios los van a explotar en la medida que les convenga. Dadas todas las complicaciones que presenta hoy Argentina para el rubro, eso complica el proceso de mejorar la producción, extracción y exploración”, manifestó.

En este aspecto coincidió Pablo Magistocchi, presidente de Emesa: “Uno de los problemas generales del país, no sólo la provincia, es que no se explora y es algo que acumula décadas de atraso. Si no tenés nuevos yacimientos, la extracción de los pozos viejos es cada vez más cara. Esto es necesario entenderlo, porque hay una parte de la inversión que luego no se refleja en mayor producción”.

Según Garro, el problema principal es que las empresas tienen que vender prácticamente casi a pérdida por el tipo de cambio y los valores de referencia que impone en Argentina el Gobierno, por lo que los precios están por debajo de los parámetros internacionales.

“A eso hay que sumarle que las autoridades controlan el precio al cual se expende el combustible, por lo que el problema se traslada a la distribución y la venta final, también”, argumentó.

En este sentido, consideró que lo preocupante es la tendencia a la baja que se ve en la producción, más allá de los números positivos que puede dejar algún mes. “Las consecuencias son que se pierden mercados de exportación, los propios gobiernos se pierden de cobrar impuestos o regalías, porque complican la situación al sector privado”, aseveró.

En cuanto al futuro, anticipó: “Por ahora es una tendencia que va a seguir a la baja, porque las empresas van a extraer lo que puedan y con la inversión que tienen. En segunda instancia, no hay inversiones para explorar y hacer nuevos pozos, salvo en Vaca Muerta, aunque está funcionando muy por debajo de su capacidad”.

¿Cuánto influyó Mendoza Activa?

Para Estanislao Schilardi la influencia del programa de incentivo de inversiones “Mendoza Activa Hidrocarburos” fue fundamental para atenuar la merma en el sector. “Desde que implementamos el programa, lo que hemos buscado a lo largo del año es mantener la producción. Si se compara lo que dio un pozo por día en diciembre de 2021 con lo dio en enero de 2021, la caída fue de sólo un 1,3%”.

Agregó: “El primer motivo yo se lo asignó al programa, donde ya tenemos reactivados más de 70 pozos y todavía se están ejecutando inversiones. Esto nos ha entregado una producción diaria de 200 m3 por día, lo que representa alrededor del 2% del total de la provincia. Esto nos hace pensar que, en caso de no haber tenido Mendoza Activa, la declinación podría haber sido mayor al 3%”, sostuvo.

Tomando el modelo de Mendoza Activa, el Ministerio de Economía y Energía de la provincia, donde reintegra hasta el 40% de las inversiones que se traduzcan en la reactivación de pozos existentes o la puesta en marcha de nuevos emprendimientos, implementó este programa para el sector que hasta el momento ha superado las expectativas de su lanzamiento. En cifras, en poco más de un año ha logrado superar los $ 9.000 millones en nuevas inversiones, con un incremento de la producción de 1.120 m3 por día y 287 pozos trabajando a pleno.

En total, Mendoza cuenta con un total de 6.942 pozos, de los cuales 3.128 están activos (ya sean productores o inyectores) y 1.656 son pozos abandonados o a abandonar. Tal como explicaron desde la Secretaría de Hidrocarburos, el resto puede tener una oportunidad de reactivación, de los cuales 160 fueron identificados de forma inmediata por el programa. Sin embargo, las empresas inversoras detectaron mayores posibilidades y los proyectos para reactivar pozos ascienden a 180.

En la primera etapa, donde Schilardi asegura que fueron “conservadores” en el monto a disposición por desconocer los resultados, se logró una inversión de casi $ 2.000 millones. En la segunda etapa la suma se multiplicó exponencialmente y, con la sumatoria de convocatorias, se llegó a más de $ 7.250 millones. El pasado sábado cerró la convocatoria de Mendoza Activa Hidrocarburos III con una inversión de 718 millones de pesos correspondientes a dos proyectos presentados por YPF: uno en Barrancas, Luján de Cuyo, por aproximadamente $ 511 millones que incluye seis reparaciones de pozos (reactivaciones) con equipo de work over y 10 abandonos de pozos (actividades de saneamiento ambiental); y otro en Valle del Río Grande, Malargüe, por aproximadamente $ 206 millones para siete reparaciones de pozos con equipo de work over.

“Para 2022, con Mendoza Activa III hemos puesto a disposición casi $ 9.000 millones, por lo que con una etapa equiparamos la inversión del año pasado. Ha habido muy buena receptividad por parte de las empresas y hemos notado que en la realidad se ha aumentado la producción. Esto nos lleva a pensar en que en el futuro podemos desarrollar otro programa que siga viabilizando inversiones”, estimó el funcionario.

Entre las empresas que mayor inversión hicieron a través del programa se encuentran Pluspetrol S.A. con más de $ 3.500 millones; YPF con $2.290 millones y Aconcagua Energía con más de $ 1.810 millones. También se suman otros como PCR, Phoenix, Crow Point, Emesa y Hattrick Energy.

Justamente de Aconcagua Energía y de la Empresa Mendocina de Energía SA (Emesa) calificaron como muy positiva la medida y les permitió invertir en algunos pozos que estaban inactivos y poner en marcha obras para ampliar su matriz productiva.

En contrapartida, el economista Daniel Garro ponderó la iniciativa, pero la calificó como “gotas de agua en el océano”. Desde su punto de vista, no va a cambiar el panorama. “Intentan de alguna forma generar algún tipo de incentivo. El problema es que no apuntan al largo plazo. Hay muchas cosas para explorar y no se puede. Para hacer una inversión en petróleo necesitás mucho dinero”, estimó.

“Si el Gobierno provincial quiere generar un cambio real y un incentivo fuerte en el sector que le permita aislarse de los problemas que genera la Nación, se necesita un superávit fiscal muy grande, pero eso no lo tiene. Así podría generar rentabilidad y ganancias que hoy no hay”, lanzó.

Un negocio de riesgo

Los empresarios del sector coincidieron en que hablar de inversiones en esta industria no es algo sencillo, ya que se trata de un negocio de riesgo. Como lo expresó Javier Basso, cofundador y CFO de Aconcagua Energía, se suma el riesgo del subsuelo, de no saber qué se puede encontrar a cientos de metros de profundidad; el riesgo de precio y, en Argentina, se suma el riesgo del entorno. “Como todo negocio de riesgo, hay muchas veces que sale mal y algunas que sale bien. Esas ocasiones en las que tenés éxito, tenés que pagar todas aquellas que no funcionaron”, explicó Javier Basso.

“Los plazos de recupero de inversión van de tres a cinco años y estamos sujetos a los vaivenes del precio del crudo. En Mendoza hay un solo comprador que es YPF y todo se regula por el precio del commoditie internacional, por lo que los productores sufren un ajuste de precio inmediato, mientras que ellos trabajan con contrato y obras a largo plazo”, añadió.

Por la misma línea se expresó Magistocchi: “El riesgo propio de la actividad es muy alto. Los pozos valen millones de dólares y muchos de los que hacés salen mal. Mientras tengamos los riesgos de Argentina, la toma de decisión de la inversión va a seguir contenida”.

Si hablamos de cifras, más allá que YPF ocupa el primer puesto indiscutido en la provincia (Los Andes intentó comunicarse con la empresa sin obtener respuesta), Aconcagua ha sido una de las que más ha invertido en la provincia a través de Mendoza Activa. Sin embargo, para CFO es mejor hablar de erogaciones de dinero.

En este aspecto, desde la empresa aseguraron que hacen un desembolso anual de más de $ 1.000 millones: “No hablamos de inversión, sino de erogaciones que, en definitiva, es todo lo que se vierte en la economía de la provincia. En ese sentido, estamos en el orden de los $ 1.200 millones anuales.

Dentro de eso un 15% corresponde a regalías y el resto se distribuyen en empleados, empresas de servicio y compra de materiales. Lo importante es cuánto volcamos a la economía regional y en ese sentido tenemos un impacto en el empleo, ya sea directo o indirecto, en 500 personas”.

Por el lado de Emesa, su participación es incipiente, pero les ha servido para reinvertir en el desarrollo de energías limpias para la provincia. “En total, toda la producción del ecosistema de Emesa alcanza los 90 m3 diarios de petróleo, cuando la provincia produce entre 8.000 y 9.000 m3 por día, apenas el 1%. Si bien la empresa está avanzando, la lógica es que esa renta petrolera se reinvierta en la transición energética, en proyectos de energía renovable que tiendan a la electrificación limpia del sistema”, detalló Magistocchi.

Si bien Emesa es una empresa nueva en la industria petrolera y una de las más chicas en Mendoza, cuenta con la ventaja de que el Estado nacional le puede ampliar concesiones por decreto, sin necesidad de hacer licitaciones públicas, es decir, queda dentro del mismo Estado, porque el patrimonio de Emesa es parte del patrimonio de la provincia, así como los yacimientos. Con la lógica de actuar como administrador de los activos energéticos, cuando Emesa tiene un yacimiento lo explota a través de terceros. Éste es uno de sus objetivos: aumentar el ecosistema de operadores independientes medianos y chicos, brindando, quizás, una primera oportunidad dentro de la industria, algo difícil de conseguir.

Hoy en día Emesa tiene cinco yacimientos en operaciones, de los cuales dos están en exploración y dos son concesiones de producción: Vega Grande y Loma de la Mina. A eso se le suma el yacimiento Calmuco que se encuentra en etapa exploratoria y donde están licuando gas para el “gasoducto virtual”.

Qué va a pasar en 2022

Desde la pata gubernamental, Estanislao Schilardi se mostró muy optimista sobre lo que puede pasar este año. “Tenemos mucha expectativa para 2022. Terminamos el año con la perforación de dos pozos exploratorios que pueden traer nuevos desarrollos. Se vienen proyectos de recuperación terciaria que están asociados a incrementar producción. Tenemos tres concesiones con planes de inversión que se van a empezar a ejecutar en 2022. Hay que ir midiendo mes a mes porque sigue complicado el sector, principalmente por el tema de precios”, dijo el responsable provincial del área.

Asimismo, detalló que hay proyectos en marcha y también se viene una perforación en Vaca Muerta para fin de este año y estará a cargo de YPF. “Si sumamos todos los puntos que se vienen dando desde el año pasado, creo que pueden venir buenas noticias”, declaró, esperanzado.

Pablo Magistocchi, presidente de Emesa, consideró que es muy complicado saber cuál va a ser la performance de este año porque las decisiones de inversiones están ligadas al dólar linked y tener una moneda fluctuante lo hace muy complejo, por lo que Argentina suma incertidumbre.

“En 2022 espero que logremos inversiones que, para el volumen de petróleo nuestro, va a ser importante pero, a nivel de la Mendoza hidrocarburífera, es menor. Es difícil poner un monto fijo cuando los precios del dólar y el barril están tan volátiles”, expuso.

En el caso de Aconcagua Energía, el foco para 2022 está puesto en al menos mantener el plan de producción previsto para el año. “Necesitamos trabajar sobre el balance del agua para poder seguir creciendo.

Hoy estamos concentrados en controlar lo que ya tenemos en el yacimiento, para ya después seguir creciendo, preparar las instalaciones para el futuro con un aumento en la capacidad de tratamiento para poder aumentar la producción”, completó Javier Basso.

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