Neuquén enfrenta el difícil objetivo de oxigenar su producción de hidrocarburos, proveniente en su gran mayoría de yacimientos maduros, que ya ingresaron en su etapa de declinación natural, a partir del descubrimiento de nuevas reservas de petróleo y gas. Se trata, en fin, de renovar un siglo pasado exitoso, signado por la proliferación de hallazgos de grandes campos petroleros que todavía tienen muchos años de explotación por delante, pero que atraviesan desde hace tiempo una meseta de rendimiento decreciente, a través de la apertura de nuevas fronteras productivas, tales como los reservorios no convencionales de las formaciones Vaca Muerta, Los Molles y Agrio.
Los indicadores de la oferta hidrocarburífera de la provincia -la mayor productora de gas y la tercera de petróleo, apenas por detrás de Santa Cruz y un poco más lejos de Chubut, que lidera el ránking de crudo -no son alentadores: la oferta de gas se redujo el año pasado hasta los 19.451 millones de metros cúbicos (MMm3), un 8,33% menos que en 2011, según datos de la Secretaría de Energía, que dirige Daniel Cameron.
La baja, que responde fundamentalmente a la caída de la producción de los yacimientos maduros de la cuenca Neuquina, como Loma La Lata, Aguda Pichana, Centenario, San Roque y El Trapial, llega al 16,55% cuando se pondera la evolución desde 2009 hasta la fecha.
“La situación de las reservas de gas en la cuenca es preocupante porque el horizonte se ha reducido mucho y es imperioso que haya nuevos descubrimientos”, advirtió Oscar Vicente, CEO de Entre Lomas, una petrolera que opera el área homónima en la cuenca Neuquina.
El escenario del crudo es todavía más gris. La producción de 2012 cayó un 13,2% con relación a la de 2011. Se extrajeron 6,29 MMm3 del hidrocarburo contra los 7,31 MMm3 de hace dos años. La declinación en los últimos cuatro años es muy marcada: la extracción de los yacimientos de crudo cayó un 29,94%. Es decir que, desde 2009, la provincia patagónica, gobernada por Jorge Sapag, perdió casi una tercera parte de la oferta de petróleo regisrada a fines de ese año (9,97 MMm3).
Certificar reservas
En los últimos tres años, Neuquén encabezó decenas de titulares mediáticos que destacaban el enorme potencial de Vaca Muerta como uno de los mayores reservorios no convencionales de hidrocarburos del planeta. Según números de la EIA (la Agencia de Energía de Estados Unidos), que están en línea con estudios privados encargados por la gobernación neuquina, los recursos no convencionales de la cuenca Neuquina superan los 300 millones de pies cúbicos (TCFs) de gas.
Sin embargo, para certificar reservas hace falta invertir miles de millones de dólares que permitan solventar la perforación de pozos exploratorios y de avanzada que confirmen esos diagnósticos positivos.
Guillermo Coco, ministro de Energía de Neuquén, lo explicó al referirse a la perforación de un pozo descubridor de Vaca Muerta. “Lo que se va haciendo es certificar los recursos que tenemos en la provincia. Se van certificando reservas, para luego, en función de eso, realizar inversiones e ir cambiando las curvas de producción”.
El funcionario es consciente de que revertir la tendencia declinante de la producción sólo es posible a mediano plazo. La perforación de pozos exploratorios en los yacimientos no convencionales “lo que nos está dando es un horizonte de reservas muy importante, así como también la posibilidad de frenar la caída de la oferta”.
Pero el descenso de los yacimientos maduros “no se revierte con un pozo descubridor”, aclaró. “Para eso es preciso implementar un plan piloto y luego perforar 50 o 60 pozos productivos. Esa es la etapa de despegue que le está faltando en este momento a Neuquén: las inversiones fuertes en pilotos y programas de desarrollo”, admitió Coco, mano derecha de Sapag en cuestiones petroleras y energéticas.
El funcionario detalló que “los desembolsos de las compañías están siempre atados a los precios del gas y del petróleo y a una serie de condiciones que están pidiendo las compañías petroleras dentro de un contexto de decisiones que corresponden al Gobierno Nacional.
Los mismos de siempre
A fin de despejar esos interrogantes, el Gobierno publicó en febrero una resolución que instrumenta aumentos del precio del gas para la nueva oferta del hidrocarburo. Se apunta a pagar U$S7,50 por millón de BTU por la oferta adicional del fluido que incrementen las petroleras por encima de la base de producción de 2012. Por el “gas viejo”, el Estado pagará un precio promedio que rondará los U$S2,50.
Sin embargo, más allá del horizonte hacia una mejora de los precios de venta que inaugura la resolución, los productores siguen manteniendo una serie de incertidumbres a la hora de incrementar el caudal de inversiones.
Esa lista la integran, entre otros puntos, las limitaciones impuestas por el Gobierno al giro de utilidades al exterior; el cepo cambiario que complica el pago de importaciones; las restricciones a las compras de insumos petroleros en el exterior; y la inflación en dólares de los costos de producción.
“Un proyecto de mediana y gran escala en un yacimiento no convencional exige la importación de tecnologías de punta, así como se precisa mayor claridad para saber qué postura tomará el Ejecutivo en cuanto a la habilitación del giro de utilidades hacia las casas matrices de las petroleras”, detalló un encumbrado directivo del sector.”Hasta que esos ítems no estén resueltos, será difícil que el nivel de inversiones crezca de forma significativa”, concluyó.
