Miercoles 13 de Septiembre de 2017
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Para el análisis
Domingo 10 Sep 2017
Cae la producción petrolera y la gasífera se mantiene
La producción de petróleo mantuvo su tendencia descendente en julio y cayó 7,5% con respecto al mismo mes del 2016, y en el acumulado de los primeros siete meses del año registró el peor nivel en 36 años, al sumar 16 millones de metros cúbicos, equivalentes a un retroceso interanual de 7,9%, informó el Ministerio de Energía y Minería.
El descenso en la extracción de crudo afectó a casi la totalidad del medio centenar de empresas que operan en la actividad, a excepción de 11 firmas que no produjeron y una decena aportó volúmenes ínfimos.
No obstante, las dos compañías líderes del negocio -YPF y Pan American Energy- morigeraron la baja general, ya que su producción descendió menos que la del promedio.
La empresa con mayoría de capital del Estado aportó en enero-julio 7,4 millones de metros cúbicos, frente a casi 8 millones en el mismo período de 2016, lo cual significó un recorte interanual de 6,4 por ciento.
Menor fue la caída de PAE, propiedad de Bridas -del grupo local Bulgheroni y de China’s National Overseas Oil Co, Cnooc-, que entre enero y julio logró limitar su retroceso a 3,8 por ciento, ya que en ese lapso produjo 3,2 millones de metros cúbicos de petróleo.
En líneas generales, las empresas petroleras adjudican la caída en la producción de hidrocarburos a los bajos precios, a medida que se acerca el fin de los subsidios estatales al “barril criollo” -que cesarán a fin de año- y los valores se alinean con la cotización internacional.
Otros motivos mencionados aluden a fenómenos climáticos y a conflictos sindicales por despidos de las empresas ante la retracción de la actividad.

Subsidio a la producción de gas no convencional 
El Gobierno está terminando de definir con la administración de Santa Cruz, que encabeza Alicia Kirchner, el lanzamiento de un programa de subsidios para incentivar la producción no convencional de gas en esa provincia patagónica, similar al que ya implementó en Neuquén. En concreto, el Estado subvencionará, mediante subsidios directo del Tesoro, la extracción de tight gas, tal como se conoce en la jerga petrolera al gas proveniente de arenas compactas de baja permeabilidad y porosidad. 
La iniciativa tomó por sorpresa a buena parte de los actores intervinientes de la industria petrolera local, para quienes la producción de tight gas en la Cuenca Austral –al sur de Santa Cruz- es una novedad absoluta. En rigor, la provincia comenzó a producir gas de arenas compactas recién este año. Es el resultado de la perforación de un pozo horizontal –el primero de su tipo en la Cuenca Austral- de tight gas a cargo de CGC, brazo petrolero de Corporación América, el holding de Eduardo Eurnekián.
Tanto la gobernación provincial como las empresas radicadas en la región consideran que existen recursos por varios TCF’s de gas entrampados en la Cuenca Austral. Precisan de un precio de incentivo para poder destrabar la ecuación económica de esos proyectos, más onerosos que los convencionales.
En esa dirección, el Ministerio de Energía y Minería, que dirige Juan José Aranguren, se apresta a publicar una resolución con la que lanzará un programa de estímulo a la producción de campos no convencionales de gas en la cuenca Austral, precisamente al sur de Santa Cruz. La normativa replicará el camino iniciado por la resolución 46-E/2107 del ministerio, que creó un programa para incentivar la extracción de tight gas y shale gas en la cuenca Neuquina.

Fuerte inversión en exploración 
Las áreas Turbio, Turbio Este y Tapi Aike fueron ya adjudicadas por la provincia a YPF, Enap Sipetrol y CGC, respectivamente. La inversión en conjunto de esas tres empresas en exploración ascenderá a casi US$ 140 millones en los próximos tres años. Se apuesta básicamente a la producción de gas.
Tuvimos un proceso “impecable”, destacó el titular del Instituto de Energía de Santa Cruz en referencia a la adjudicación de tres de las cuatro áreas que fueron sacadas a licitación pública nacional e internacional, cuyo proceso terminó el pasado 1 de septiembre con la firma de los decretos de adjudicación de las mismas a las empresas Enap Sipetrol, YPF y CGC. 
“Fue una licitación transparente, con empresas reconocidas y hubo muy buenas ofertas”, señaló a La Opinión Austral Jaime Alvarez. 
También el hecho de que la distribución de las áreas terminara, permitiendo de manera fortuita la operación de las tres empresas, hace que el desarrollo sea más interesante.
Al explicar cómo se decidieron las adjudicaciones, recordó que se trata de “áreas para explorar”, por lo que indicó que el 68% del puntaje se lo llevó la inversión comprometida en exploración, que es fundamental para volverlas productivas.
Encontrado el gas o el petróleo y certificadas las reservas, si la empresa decide avanzar en la petición de la “comercialidad del área”, allí se dejó establecido el pago del “bono de comercialidad” que se calcula sobre las reservas certificadas. 
Cabe señalar que todas las operadoras apuntarán sus inversiones a la producción gasífera, toda vez que se estima que para final de año, mientras el petróleo quedará liberado al precio internacional, el gas “nuevo” será revalorizado a US$ 7,20 el millón de BTU.
Domingo 10 Sep 2017