Santa Cruz (EP), 24 de Enero ‘24. Sumar inversiones, sostener el empleo y mejorar la producción es el objetivo de recuperar los yacimientos maduros de YPF para que los operen pymes regionales. La mirada está en la cuenca del Golfo San Jorge. ¿Cuál es el plan para lograrlo?
El Gobierno provincial e YPF analizarán todos los yacimientos que opera la petrolera nacional en la cuenca del Golfo San Jorge, dentro del territorio santacruceño.
La cuenca del Golfo San Jorge está integrada por las provincias de Santa Cruz y Chubut. La producción hidrocarburífera que surge de sus entrañas viene en declino hace años, aunque de manera diferente según la provincia. “Como consecuencia de ello, muchas empresas pymes dejaron de funcionar, otras enfrentan la reducción de sus contratos y la sociedad absorbe la pérdida del movimiento económico regional”, señalaba el gobernador Claudio Vidal al fundamentar el acuerdo con YPF para cambiar ese escenario.
Este jueves, el Gobierno de Santa Cruz avanzó en las negociaciones con la operadora nacional para lograr el traspaso de los yacimientos maduros que hoy muestran inactividad o baja productividad, para poder dárselos a pymes petroleras que puedan recuperarlos.
La preocupación por recuperar producción tiene fundamento: el sostenimiento del empleo es una y mejorar la economía de la región y los ingresos públicos es otra, así lo reiteró el gobernador al afirmar que recuperar los yacimientos es vital “para sostener y generar una mayor cantidad de empleo genuino en el sector privado, además de incrementar la producción para obtener mayores regalías y así afrontar con éxito el alto gasto público que tiene hoy la provincia en materia de salud, educación y salarios estatales”.
YPF está de acuerdo, porque bajo la visión de su presidente, Horacio Marín, sería un ganar-ganar para todas las partes.
Beneficio repartido
Hoy la mirada de la petrolera está en el no convencional. Hacia allí van sus mayores esfuerzos de inversión, toda vez que el recupero por cada dólar invertido es muy superior a lo que pueda lograr en los yacimientos maduros. Desprenderse de esas áreas permitirá a la petrolera enfocarse mejor en aquellos puntos de mejor rendimiento.
En paralelo, para una pequeña operadora que no tiene “espalda” para aventurarse en el gigante neuquino, la inversión en un área convencional, acorde a su envergadura, es posible y, por ende, la recuperación de producción se transforma en totalmente viable.
Y en esa ecuación el Estado también resultaría ganador, ya que, como bien dijo el gobernador, más producción significa más regalías y, por ende, mayores recursos disponibles no sólo para el Estado provincial, sino también para los municipios.
Un cuarto factor se suma a esa ecuación ganar-ganar: el de los pueblos petroleros. El revivir de los yacimientos permite una reactivación del movimiento económico de las localidades cercanas.
El objetivo inicial es ambicioso: “Recuperar entre un 20 y un 30% de la producción en unos 12 meses“, señaló el ministro de Energía, Jaime Álvarez, a Santa Cruz Produce. ¿Es posible?
Para saberlo es necesario hacer un repaso de qué pasó con la producción en el golfo durante las últimas décadas. La primera observación es que si bien la cifra global bajó, el peso de ese declino lo sufrió, principalmente, la provincia de Santa Cruz.
Qué pasó en la cuenca
En el Ministerio de Energía ven con nostalgia lo que fue la curva de producción, tomada en diciembre de 1997. En ese entonces, la producción de Santa Cruz en la cuenca del Golfo San Jorge llegaba a 1.096.560 m3/mes. Esa cifra significaba dos tercios de la producción global de la cuenca, que totalizaba 1.596.207 m3/mes de producción mensual.
De acuerdo a los reportes de producción que publica la Secretaría de Energía, en el año 2006, el primero en que se comenzaron a publicar, la región del Golfo San Jorge producía (en noviembre de ese año) un total de 1.219.617 m3/mes. Eso ya marcaba un descenso del 23,6% respecto al total de 1997.
En ese mes, la producción que surgía de los yacimientos santacruceños habían retrocedido respecto a la chubutense, a punto tal que la participación era sólo del 39,29% sobre el total, al sumar tan sólo 479.234 m3/mes (un 56,3% menos que en 1997).
En contraposición, en Chubut la producción de crudo registrada en ese período era de 740.384 m3/mes. Es decir, había crecido en diez años un 47,66%.
Para noviembre de 2023, últimos datos publicados, la producción del golfo, según los reportes por pozo y cuenca publicados, fue de 944.208.62 m3/mes. Esto implicó una caída de 40,8% respecto de 1997.
Pero en igual periodo, para Santa Cruz la baja de la producción fue de 71,39%, al pasar de ese 1,6 millones de m3 de 1997 a tan sólo 313.718 m3/mes en 2023. Para Chubut, sin embargo, aunque fue menor que en 2006, la diferencia sigue siendo positiva, totalizando 647.190 m3/mes en el último noviembre, lo que implicó un crecimiento de 29,08%.
En análisis
El origen petrolero del gobernador Claudio Vidal pesa a la hora de determinar las prioridades del Gobierno. Sabe que la actividad hidrocarburífera es el corazón de la cuenca del Golfo San Jorge y que la reactivación de pozos significa más puestos de trabajo y mayor generación de recursos.
Por eso no es casual su insistencia en recuperar las áreas que hoy están en baja producción. Aunque en rigor de verdad y a la luz de las cifras que se expusieron más arriba, la baja producción alcanza a toda la cuenca, y por eso la definición de que “todas las áreas de YPF en la cuenca están bajo análisis” no es menor ni sorprende.
“En las próximas semanas avanzaremos con reuniones técnicas para analizar yacimiento por yacimiento y decidir en consecuencia”, señaló Álvarez a SCP. En paralelo, los equipos legales, tanto de la provincia como de la petrolera, también definirán cuáles son los marcos jurídicos que utilizarán para lograr un traspaso que es querido por ambas partes.
Un dato no menor es que la operadora se comprometió a entregar toda la información que tiene de la cuenca y eso es crucial. Lo que más interesa es la información geológica para poder realizar una “reinterpretación” de la misma. Esto significa volver a leer los datos que se relevaron hace más de dos décadas, con la mirada y tecnología actuales.
Hacerlo otorgará más precisión a la hora de definir la viabilidad de un yacimiento y servirá para orientar a las empresas que se puedan hacer cargo del mismo.
Dos caminos
El traspaso no es inmediato y no será igual para todos los yacimientos. Gobierno e YPF analizan dos alternativas: la reversión directa de las áreas al Estado o el traspaso empresa-empresa, donde el rol de Provincia, como autoridad de aplicación, es autorizarlo.
Claudio Vidal y Horacio Marín anunciaron el acuerdo en la residencia oficial del gobernador.
¿Cuál es la diferencia? El tiempo, básicamente. En un caso la operadora debe solicitar la reversión, Provincia debe aceptarla y luego avanzar, de acuerdo a las normas, en un proceso de licitación y posterior adjudicación. Eso podría demandar, desde el primer paso al último, no menos de un año. En muy pocos casos podría hacerse en forma “exprés”, pero sólo acortaría unos pocos meses. Si se opta por el acuerdo “entre empresas”, el traspaso podría ser mucho más rápido. Algunos estiman que podrían ser de 3 o 4 meses, desde que se firme el mutuo de entendimiento entre las operadoras.
“Todo dependerá del análisis que se hará yacimiento por yacimiento”, sostienen desde el Gobierno, convencidos de que de acuerdo al área, será la decisión: “En algún caso lo mejor será la reversión del área, en otros será el acuerdo entre empresas”.
Producción actual
Diez son las concesiones que integran el análisis inicial. Algunas tienen una producción prácticamente nula, como es el caso de Barranca Yankoswsky con 3,38 Mm3 de petróleo a lo largo de 2023, hasta concesiones “grandes” como Cañadón de La Escondida-Las Heras o Los Perales-Las Mesetas, con 498.243,22 Mm3 de crudo y 492.646.74 Mm3, respectivamente.
A ellas, de mayor a menor participación del total producido, se suman Cañadón León-Meseta Espinosa, El Guadal-Lomas del Cuy, Pico Truncado-El Cordón, Cañadón Yatel, Cerro Piedra-Cerro Guadal Norte, Cañadón Vasco y Los Monos.
Objetivo primordial
“Recuperar producción rápidamente” es la prioridad. Para ello, con las áreas en nuevas manos, será clave trabajar en “la recuperación de pozos“. Hay un ejemplo de ello: el de CGC, tanto cuando se hizo cargo de las áreas de Petrobras en Cuenca Austral como recientemente, al hacerse cargo de las de Sinopec en el golfo.
Ese objetivo de “recuperar entre un 20 y 30% de producción en unos 12 meses” que señaló Álvarez es el primer paso. Significaría sumar entre 400 mil a 600 mil barriles de petróleo al mes. Pero el objetivo más ambicioso es empardar a Chubut, lo que implica duplicar la producción actual.
Lograr esa meta es difícil, lleva tiempo, pero tampoco es alocado. Demandará no sólo un compromiso inversor de las empresas que se hagan cargo -se estima una docena que podrían hacerlo-, sino una sinergia con el Estado provincial que permita lograr sortear otro enorme desafío: la creciente concentración de Vaca Muerta de equipos y servicios, en detrimento del resto de las cuencas del país.
“Es posible que debamos pensar en un trabajo coordinado entre todas las pymes” para lograr el interés de los proveedores de equipos “y ahí estará el Gobierno para apoyarlas”, afirmó el titular de la cartera energética santacruceña.
Fuente: La Opinión – https://www.runrunenergetico.com/
Fotografía JPT – Society of Petroleum Engineers