La producci贸n de gas, en tanto, tambi茅n registr贸 una baja pronunciada (-8,33%). Para revertir la tendencia, Neuqu茅n precisa poner en explotaci贸n los recursos no convencionales de Vaca Muerta. Qu茅 reclaman las petroleras para avanzar en esa direcci贸n. Neuqu茅n enfrenta el dif铆cil objetivo de oxigenar su producci贸n de hidrocarburos, proveniente en su gran mayor铆a de yacimientos maduros, que ya ingresaron en su etapa de declinaci贸n natural, a partir del descubrimiento de nuevas reservas de petr贸leo y gas. Se trata, en fin, de renovar un siglo pasado exitoso, signado  por la proliferaci贸n de hallazgos de grandes campos petroleros que todav铆a tienen muchos a帽os de explotaci贸n por delante, pero que atraviesan desde hace tiempo una meseta de rendimiento decreciente, a trav茅s 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 hidrocarbur铆fera de la provincia -la mayor productora de gas y la tercera de petr贸leo, apenas por detr谩s de Santa Cruz y un poco m谩s lejos de Chubut, que lidera el r谩nking de crudo -no son alentadores: la oferta de gas se redujo el a帽o pasado hasta los 19.451 millones de metros c煤bicos (MMm3), un 8,33% menos que en 2011, seg煤n datos de la Secretar铆a de Energ铆a, que dirige Daniel Cameron.

La baja, que responde fundamentalmente a la ca铆da de la producci贸n 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 evoluci贸n desde 2009 hasta la fecha. 鈥淟a situaci贸n de las reservas de gas en la cuenca es preocupante porque el horizonte se ha reducido mucho y es imperioso que haya nuevos descubrimientos鈥�, advirti贸 Oscar Vicente, CEO de Entre Lomas, una petrolera que opera el 谩rea hom贸nima en la cuenca Neuquina.

El escenario del crudo es todav铆a m谩s gris. La producci贸n de 2012 cay贸 un 13,2% con relaci贸n a la de 2011. Se extrajeron 6,29 MMm3 del hidrocarburo contra los 7,31 MMm3 de hace dos a帽os. La declinaci贸n en los 煤ltimos cuatro a帽os es muy marcada: la extracci贸n de los yacimientos de crudo cay贸 un 29,94%. Es decir que, desde 2009, la provincia patag贸nica, gobernada por Jorge Sapag, perdi贸 casi una tercera parte de la oferta de petr贸leo registrada a fines de ese a帽o (9,97 MMm3).

CERTIFICAR RESERVAS

En los 煤ltimos tres a帽os, Neuqu茅n encabez贸 decenas de titulares medi谩ticos que destacaban el enorme potencial de Vaca Muerta como uno de los mayores reservorios no convencionales de hidrocarburos del planeta. Seg煤n n煤meros de la EIA (la Agencia de Energ铆a de Estados Unidos), que est谩n en l铆nea con estudios privados encargados por la gobernaci贸n neuquina, los recursos no convencionales de la  cuenca Neuquina superan los 300 millones de pies c煤bicos (TCFs) de gas.

Sin embargo, para certificar reservas hace falta invertir  miles de millones de d贸lares que permitan solventar la perforaci贸n de pozos exploratorios y de avanzada que confirmen esos diagn贸sticos positivos. Guillermo Coco, ministro de Energ铆a de Neuqu茅n, lo explic贸 al referirse a la perforaci贸n de un pozo descubridor de Vaca Muerta. 鈥淟o que se va haciendo es certificar los recursos que tenemos en la provincia. Se van certificando reservas, para luego, en funci贸n de eso, realizar inversiones e ir cambiando las curvas de producci贸n鈥�.

El funcionario es consciente de que revertir la tendencia declinante de la producci贸n s贸lo es posible a mediano plazo. La perforaci贸n de pozos exploratorios en los yacimientos no convencionales 鈥渓o que nos est谩 dando es un horizonte de reservas muy importante, as铆 como tambi茅n la posibilidad de frenar la ca铆da de la oferta鈥�. Pero el descenso de los yacimientos maduros 鈥渘o se revierte con un pozo descubridor鈥�, aclar贸. 鈥淧ara eso es preciso implementar un plan piloto y luego perforar 50 o 60 pozos productivos.

Esa es la etapa de despegue que le est谩 faltando en este momento a Neuqu茅n: las inversiones fuertes en pilotos y programas de desarrollo鈥�, admiti贸 Coco, mano derecha de Sapag en cuestiones petroleras y energ茅ticas. El funcionario detall贸 que 鈥渓os desembolsos de las compa帽铆as est谩n siempre atados a los precios del gas y del petr贸leo y a una serie de condiciones que est谩n pidiendo las compa帽铆as petroleras dentro de un contexto de decisiones que corresponden al Gobierno Nacional.

LOS MISMOS DE SIEMPRE

A fin de despejar esos interrogantes, el Gobierno public贸 en febrero una resoluci贸n que instrumenta aumentos del precio del gas para la nueva oferta del hidrocarburo. Se apunta a pagar U$S7,50 por mill贸n de BTU por la oferta adicional del fluido que incrementen las petroleras por encima de la base de producci贸n de 2012. Por el 鈥済as viejo鈥�, el Estado pagar谩 un precio promedio que rondar谩 los U$S2,50.

Sin embargo, m谩s all谩 del horizonte hacia una mejora de los precios de venta que inaugura la resoluci贸n, 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 inflaci贸n en d贸lares de los costos de producci贸n.

鈥淯n proyecto de mediana y gran escala en un yacimiento no convencional exige la importaci贸n de tecnolog铆as de punta, as铆 como se precisa mayor claridad para saber qu茅 postura tomar谩 el Ejecutivo en cuanto a la habilitaci贸n del giro  de utilidades hacia las casas matrices de las petroleras鈥�, detall贸 un encumbrado directivo del sector. 鈥淗asta que esos 铆tems no est茅n resueltos, ser谩 dif铆cil que el nivel de inversiones crezca de forma significativa鈥�, concluy贸.