En los últimos años ha soportado una acuciante caída en la producción hidrocarburífera, directamente relacionada con la madurez de sus yacimientos y con la ausencia de una política exploratoria concreta, tanto desde la actividad de la mayoría de las empresas operadoras como desde las condiciones creadas por los gobiernos provinciales y el Estado nacional. Otras problemáticas también han erosionado la férrea estructura petrolera de la región, bastión de su economía: conflictos gremiales, tensión social, consumo en retroceso, un escenario negativo de precios, retenciones, empresas de servicios en rojo… ¿Podrá soportar esta crisis la mayor cuenca hidrocarburífera argentina?

CAÍDA EN PRODUCCIÓN, RESERVAR Y ESFUERZOS EXPLORATORIOS

La producción de gas y petróleo de la Cuenca Neuquina ha descendido fuertemente en los últimos años. Por ejemplo, los números oficiales del primer trimestre de este año indican un 6% de descenso en la producción hidrocarburífera general de la cuenca, en comparación al mismo período de 2008. De esta forma, la tendencia negativa de los últimos años parece agudizarse en este 2009 que está llegando a su fin. Los datos del Instituto Argentino del Petróleo y el Gas (IAPG) confirman este panorama, tanto en gas como en petróleo.

Por un lado, la producción de crudo llegó en marzo de este año a los 23.605 metros cúbicos diarios, lo que significa un 6,07% de retroceso en comparación con los 25.132 metros cúbicos que se habían obtenido en los primeros tres meses de 2008. En los últimos años, la producción neuquina declina a razón de un 5% anual, sin que los escasos descubrimientos o hallazgos permitan detener este descenso. La situación del gas no es muy diferente.

En el trimestre indicado, el promedio se ubicó en los 65.761 millones de metros cúbicos diarios, cuando en 2008 la cifra había sido de 70.195 millones de metros cúbicos. En consecuencia, se ha registrado en materia gasífera una baja del 6,31% en la Cuenca Neuquina. Un ejemplo muy paradigmático y especial para graficar esta situación es el yacimiento Loma de la Lata, el más importante reservorio gasífero argentino.

En el mismo período analizado anteriormente, el gigante neuquino alcanzó un promedio de producción diaria de 22.092 millones de metros cúbicos, registrando un descenso del 10,1% con respecto a los 24.561 millones de metros cúbicos que se habían obtenido entre enero y marzo de 2008. A esta caída de la producción se suma un horizonte de reservas acotado.

El panorama en gas y petróleo para la Cuenca Neuquina presenta, en este momento, un horizonte de 6 años, menor a los 8 años que se estiman a nivel nacional, aunque vale destacar que este índice puede variar si se desarrollan los bloques tight gas o se incrementan las reservas mediante la exploración y el uso de nuevas tecnologías en zonas marginales, además de una posible reactivación de los campos maduros. La realidad marca que el escenario no parece aún propicio para estos nuevos desarrollos, mientras la cuestión de los precios internos no quede definitivamente solucionada y no se aquieten las aguas en el terreno social y gremial.

Sin embargo, la caída del esfuerzo exploratorio no es una consecuencia de la crisis económica, sino que viene de mucho antes. Si se efectúa una breve revisión histórica, durante las décadas de gestión estatal mediante la operación de Yacimientos Petrolíferos Fiscales (YPF), se pudo observar el desarrollo de campañas agresivas de exploración. Allí se concretaron, prácticamente, todos los grandes descubrimientos, en especial, Loma de la Lata (1977).

Con el advenimiento del modelo privatista en 1990, y salvo algunas contadas excepciones, comenzó un paulatino declive en los esfuerzos exploratorios, tendencia que se consolidó desde 2002 hasta hoy. Evidentemente, la única ecuación interesante para las operadoras multinacionales ha sido concentrarse en la extracción del recurso y en las tecnologías orientadas a esa faceta del negocio, olvidando prácticamente por completo el tema exploratorio.

Un ejemplo concreto es Repsol YPF, la principal operadora en la cuenca, que tiene actualmente 22 concesiones, 15 de ellas en producción y 7 en fase exploratoria. Sin embargo, entre 2005 y 2007 efectuó inversiones por 1.015 millones de dólares, que estuvieron dirigidas en más de un 83% a 4 de las 15 áreas productivas. El resto de la inversión se destinó en un 11% a los otros 11 bloques productivos, mientras que solamente un 5% se utilizó para el desarrollo de las áreas en exploración.

LOS CONDICIONANTES POLÍTICOS Y ECONÓMICOS

A esto se sumó una política de precios internos y de retenciones que no permitió crear las condiciones para un mejor escenario, derivando en un fuerte descenso de la producción y del nivel de actividad en toda la cuenca. Sin embargo, si la reactivación económica del sector fuera posible luego de un cambio en las condiciones políticas y económicas, este panorama podría revertirse en los próximos tres años. Para ello sería imprescindible el desarrollo de los bloques tight gas o de arenas compactas, junto a la reactivación de los campos maduros.

Sin embargo, la solución no debe venir solamente desde el aspecto político, ya que las empresas operadoras también deben realizar los esfuerzos necesarios y variar la inclinación netamente extractiva que viene caracterizando su actividad en los últimos 6 ó 7 años. Por su parte, y más allá de las medidas que deba tomar a nivel macro el Estado nacional en cuanto a política energética, también se requiere una actitud más proactiva de las provincias, que luego de la sanción de la llamada Ley Corta, pueden asumir un papel más importante en la gestión de sus bloques.

¿Las provincias deben solamente estimular el desarrollo de la industria y dedicarse a recaudar regalías o pueden también exigir condiciones desde el ámbito legal e involucrarse en el terreno productivo? Hasta el momento, su actividad se ha circunscrito mayormente a la licitación de áreas marginales o a la renegociación de concesiones. En muchos casos, se han creado empresas provinciales, pero la mayoría no pasan de cumplir una tarea meramente administrativa. Asimismo, algunas de las licitaciones encaradas han quedado truncas o se han declarado desiertos los concursos en parte de las áreas o bloques propuestos.

Hay que aclarar, igualmente, que licitaciones como las instrumentadas por Río Negro o La Pampa sí han permitido el desarrollo de nuevos bloques y la llegada de nuevas inversiones. Sin embargo, al tratarse de áreas pequeñas, el volumen producido no alcanza por el momento a constituirse en un indicador importante para revertir la declinación general de la cuenca.

Fuente: Tecnoil

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