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13 julio, 2024
Petróleo y Gas

Crecen las dudas sobre el sector de hidrocarburos

La producción de gas natural y petróleo cayó en el primer trimestre del año y no logra levantar cabeza pese a los planes de incentivo.

Al gobierno nacional le está resultando imposible encontrarle la vuelta al sector de hidrocarburos. Todas las medidas que ha tomado no han logrado revertir la caída en la producción en el primer trimestre tanto de petróleo como de gas natural en comparación con lo producido en 2020, que ya había sido un mal año.
Ni siquiera el récord de 773 etapas de fracturas que se realizaron en Vaca Muerta durante marzo logró dar vuelta esta tendencia. Tan sólo consiguió evitar que el desastre sea aún mayor y que el drenaje de las reservas del Banco Central de la República Argentina (BCRA) por las importaciones de GNL resulte algo más leve.
Sin embargo, esta esperanza se derrumbó en abril tras los 22 días de cortes de ruta en Neuquén, que provocaron un desplome de la actividad hasta alcanzar niveles de 239 etapas, según cálculos de Luciano Fucello, country manager de NCS Multistage.
Aún se desconoce el impacto real en la producción de hidrocarburos que provocó este parate total en el trabajo en los yacimientos en Vaca Muerta del mes pasado, especialmente en el sector del gas natural, ya que recién anunciarán los números oficiales a mediados de mayo cuando las empresas terminen de cargar sus datos en la Secretaría de Energía.
Sin embargo, estas cifras no harán más que profundizar la caída en la generación que ya se había dado durante el primer trimestre, terminar de matar la incipiente recuperación que intentó mostrar la industria en ese período y tornar incumplibles las metas del Plan Gas 4.
A nivel nacional, la producción de gas natural se desplomó 10,61% a 114,59 millones de metros cúbicos por día (Mm3/d) y el 4,93% a 500.664,30 barriles por día (b/d) respectivamente entre enero y marzo en comparación con los 128,20Mm3/d y los 526.609,28 b/d registrados en el mismo lapso del año anterior.
Una vez más, la gran responsable de esta debacle fue YPF ya que su extracción se derrumbó en los bloques que opera un 22,81% a 29,10Mm3/d y el 3,54% a 237.589,67 b/d respectivamente en el primer trimestre frente a los 37,70Mm3/d y 246.314,12 b/d registrados en el mismo período de 2020, según los datos informados por las empresas a la Secretaría de Energía de la Nación.
Lo que más le preocupa a la industria es que la producción de gas natural siguió en marzo por debajo de los 115,20Mm3/d registrados en enero, pese a que tuvo una mejora del 0,40% en comparación con febrero.
En forma interanual, los números siguen siendo alarmantes ya que se desplomaron un 9,58% a pesar del récord de etapas de fracturas y los incentivos ofrecidos por el gobierno. Como lo explicó el ex secretario de Recursos Hidrocarburíferos, José Luis Sureda, “el Plan Gas es una buena idea para arrancó muy tarde”.
La peor performance la mostró la cuenca neuquina, la principal del país, donde la producción de gas natural se derrumbó el 14,35% a 68,44Mm3/d en el primer trimestre en comparación con los 79,90Mm3/d registrados en el mismo período del año anterior.
La Cuyana la siguió en la lista con un desplome del 13,87% a 125.717m3/d, mientras que la del Golfo de San Jorge perdió un 11,48% a 10,70Mm3/d, la del Noroeste el 11,02% a 2,81Mm3/d y la Austral un 3,93% a 30,01Mm3/d.
Si bien el petróleo también mostró números negativos a lo largo del primer trimestre en comparación con 2020, la preocupación de la industria es menor que con el gas natural ya que su performance ha venido acompañando la recuperación en los niveles de actividad del país, por lo que no hay riesgos de que haya faltantes en el futuro cercano.
A su vez, la mejora en la producción que ha mostrado la mayoría de las empresas en los primeros tres meses del año ha traído ciertas esperanzas para el sector. La extracción de crudo subió el 1,22% en marzo frente a febrero, mientras que el mes anterior había mejorado un 0,73% en comparación con enero.
En lo que respecta a las cuencas, el mayor desplome lo registró la del Noroeste con un 22,61% a 4.247,50 b/d en el primer trimestre frente a los 5.488,50% registrado en el mismo período de 2020. Esta zona se encuentra en franca declinación desde hace ya varios años y es la de menor injerencia en el sector dentro del país.
La segunda en la lista fue la Cuyana con una caída del 9,87% a 19.111,58 b/d, seguida por la Austral, con un 9,62% a 16.742,33 b/d, la del Golfo de San Jorge con un 7,89% a 206.828,87 b/d, y la Neuquina con un 0,72% a 253.730,03 b/d.

La gran preocupación
El desplome en la producción de gas natural es lo que tiene en vilo al gobierno ya que el faltante deberá importarlo y esto perjudicará las ya escazas reservas del BCRA. Según estimaciones de la Secretaría de Energía de la Nación, Integración Energética Argentina Sociedad Anónima (IEASA) tendrá que destinar unos 1.864,80 millones de dólares para importar los 8.124Mm3/d que necesitará para cubrir los faltantes de este año.
De esta suma, 1.030 millones de dólares serán utilizados para importar 3.674Mm3/d de GNL mediante barcos regasificadores anclados en los puertos bonaerenses de Escobar y Bahía Blanca (a 7,80 dólares por millón de BTU) y 833,97 millones para las compras de 4.450Mm3/d en Bolivia (a 5,21 dólares por millón de BTU).
La principal responsable de esta sangría es la caída en la producción de gas natural que viene sufriendo YPF, la segunda empresa más importante del sector, y que no ha podido ser detenida ni siquiera con la implementación del Plan Gas 4, que el secretario de Energía, Darío Martínez, armó especialmente a su medida.
La extracción del fluido por parte de la petrolera controlada por el Estado se derrumbó el 22,81% a 29,10Mm3/d en el primer trimestre en los yacimientos en los que figura como operadora frente a los 37,70Mm3/d que había logrado en el mismo período de 2020.
YPF, al menos, mostró un dato alentador durante marzo: produjo un 2,38% (29,780m3/d) más que en febrero, cuando había registrado 29,09Mm3/d, y se transformó en el de mejor performance de 2021.
El centro del derrumbe en el primer trimestre se dio en sus operaciones en la cuenca Neuquina, donde las Secretaría de Energía había puesto todas sus expectativas. Allí, su extracción se desplomó el 23,64% a 25,71Mm3/d frente al mismo período de 2020, seguida por la del Golfo de San Jorge con el 16,87% (2,11Mm3/d), la Austral, con un 14,52% (1,16Mm3/d) y la Cuyana, con un 11,23% (108.614m3/d).
De esta forma, también perdió por tercer mes consecutivo su histórico primer puesto en la lista de mayores generadoras de gas natural del país en manos de Total Austral, la unidad local de la francesa Total.
El derrumbe en la producción de YPF fue impulsado por la caída del 11,04% que mostró en su principal área, Loma La Lata – Sierra Barrosa, en Neuquén, donde reportó 9,64Mm3/d en el primer trimestre frente a los 10,83Mm3/d en el mismo período de 2020.
A esto, se le sumó el desplome del 38,03% que mostró en su segundo bloque en importancia, Rincón del Mangrullo, en la misma provincia, donde registró 2,44Mm3/d en los primeros tres meses del año, en comparación con los 3,90Mm3/d del mismo lapso registrado 12 meses antes.
Para revertir esta situación, la petrolera controlada por el Estado planea perforar 31 pozos como parte del compromiso contraído con el gobierno en el Plan Gas 4 entre 2021 y 2024.
En sociedad con Pampa Energía, la empresa tuvo una merma del 18,44% en el área de tight gas Río Neuquén, en la que alcanzó los 2,44Mm3/d en el primer trimestre frente a los 3Mm3/d registrados en idéntico período de 2020.
Allí, ambas compañías también se comprometieron con la Secretaría de Energía a perforar 36 pozos como parte del Plan Gas 4 en los próximos cuatro años para incrementar su producción.
En Río Negro, el mayor desplome lo mostró en el bloque convencional Estación Fernández Oro donde su extracción cayó el 35,76% hasta los 1,80Mm3/d en los primeros tres meses de 2021 frente a los 2,80Mm3/d del mismo lapso del año pasado.
Ni siquiera la sociedad con la estadounidense Chevron le permitió revertir la performance negativa que tuvo en su área no convencional Loma Campana donde su producción bajó un 24,45% a 1,70Mm3/d en el primer trimestre en comparación con los 2,26Mm3/d del mismo lapso de 2020.
Peor aún le fue en el área no convencional El Orejano, que opera en una UTE con Dow Argentina, la unidad local de la estadounidense Dow Chemical. Allí, su extracción se derrumbó un 48,59% hasta los 1,33Mm3/d en el período enero-marzo frente a los 2,59Mm3/d que mostró doce meses antes.
YPF también reportó una caída del 41,55% en el área de shale gas Aguada de la Arena hasta los 802.691m3/d en el primer trimestre en comparación con los 1,56Mm3/d que registró en el mismo período de 2020.
Allí, la petrolera controlada por el Estado también se comprometió con la Secretaría de Energía a perforar 36 pozos para cumplir con los objetivos que se planteó en el marco del Plan Gas 4 en diciembre.
Finalmente, la compañía mostró un desplome del 35,49% a 565.993m3/d en la producción de su área La Ribera I en el primer trimestre en comparación con los 877.437m3/d registrado en el mismo período de 2020.
En este bloque de shale gas, la empresa le propuso al gobierno perforar al menos 3 pozos a lo largo de los próximos cuatro años (2021-2024) para cumplir con las metas establecidas en el Plan Gas 4.
Entre los pocos bloques que mostraron una performance positiva en el primer trimestre del año, se encuentran los no convencionales La Amarga Chica y Bandurria Sur, ambos en la provincia de Neuquén.
En el primero, que opera en sociedad con la malaya Petroliam Nasional Berhad (Petronas), la extracción de shale gas creció el 33,54% a 517.333m3/d frente a los 387.403 del mismo lapso de 2020.
En el segundo, en la que se encuentra al frente del consorcio conformado por la angloholandesa Royal Dutch Shell y la noruega Equinor, su producción creció el 15,25% a 271.619m3/d en compasión con los 235.688m3/d registrados en el primer trimestre del año pasado.

Una industria en problemas
La mala performance de YPF en el inicio de 2021 se encuentra en línea con lo que mostró la industria. Así, Tecpetrol, tuvo un derrumbe del 9,08% hasta los 12,81Mm3/d en su extracción en su área Fortín de Piedra, en Neuquén, en comparación con los 14,09Mm3/d que había obtenido en idéntico lapso de 2020.
Las operaciones de Pan American Energy (PAE), en tanto, cayeron un 7,59% hasta los 12,38Mm3/d en las áreas que opera en el primer trimestre frente a los 13,38Mm3/d que mostró en el mismo período del año anterior.
En la cuenca Austral, Compañía General de Combustibles (CGC) también vio desplomarse un 12,64% su producción no convencional en Santa Cruz hasta los 3,91Mm3/d frente a los 5,65Mm3/d conseguidos doce meses antes.
Una performance similar tuvo Pluspetrol ya que mostró una caída del 14,65% en el primer trimestre hasta los 3,91Mm3/d en los bloques que opera, en comparación con los 4,58Mm3/d que había registrado en idéntico período del año anterior.
La chilena Enap Sipetrol también vio derrumbarse su producción un 9,52% en la cuenca Austral al haber alcanzado los 3,45Mm3/d en el lapso enero-marzo en comparación con los 3,70Mm3/d que anunció en idéntica franja de 2020.
En tanto, Capex tuvo un comienzo de 2021 para olvido ya que tuvo una caída del 23,48% en su extracción de gas natural al haber registrado 1,47Mm3/d frente a los 1,92Mm3/d del mismo período del año pasado.
El ranking de las primeras diez productoras del fluido en el país lo cierra Vista Oil & Gas, con un desplome del 22,47%, similar al de YPF. La empresa de Miguel Galuccio obtuvo 1,35Mm3/d en el primer trimestre en comparación con los 1,75Mm3/d anunciados doce meses antes.
Dentro de la lista de las principales compañías del sector, tan sólo dos mostraron un crecimiento en la producción de gas natural durante el inicio de 2021. La que mejor performance tuvo fue Pampa Energía, que registró un alza del 0,06% hasta los 6,03Mm3/d en las áreas que opera, frente a los 5,91Mm3/d que obtuvo en el mismo período del año anterior.
La siguió Total Austral con una suba del 0,84% hasta los 31,40Mm3/d en el lapso enero-marzo en los bloques en los que está a cargo de la perforación, en comparación con los 31,14Mm3/d que había registrado en la misma franja de 2020.
Otras compañías que mostraron un crecimiento en su generación de gas natural en el país fueron la local Oilstone (7,26%), Shell (33,03%) y la inglesa President Energy (54,48%).

Una realidad menos cruda
En el sector petrolero, el panorama es un poco menos complicado, aunque no por eso menos desalentador, ya que las dos principales productoras del país YPF y PAE sufrieron caídas en el primer trimestre y arrastraron a la Argentina a mostrar una pérdida del 4,93% en los volúmenes diarios.
La empresa controlada por el Estado tuvo una baja del 3,54% a 237.589,67 b/d en los bloques que opera, en comparación con los 246.314,12 b/d que había registrado en idéntico período del año anterior.
Para intentar revertir esta situación, la compañía anunció que planea invertir 500 millones de dólares para perforar 90 pozos de shale en las áreas Bandurria Sur (con Shell y Equinor), La Amarga Chica (con Petronas) y Loma Campana (con Chevron) para incrementar su producción en 50.000 barriles en 2021.
PAE mostró un rendimiento aún peor en el primer trimestre, ya que tuvo una caída del 7,42% hasta los 99.569,01 b/d en las áreas que opera frente a los 107.549,01 b/d que mostró en el mismo período del año anterior.
Una performance peor tuvo Pluspetrol ya que mostró una caída del 10,99% en enero-marzo hasta los 25.939,43 b/d en comparación con los 29.141,79 b/d que había registrado en idéntico lapso del año anterior.
La china Sinopec tuvo un comienzo del año para olvido ya que registró una caída del 21,61% en las provincias de Santa Cruz y Mendoza al haber alcanzado los 14.5085,28 b/d en el primer trimestre de 2021 en comparación con los 17.967,85 b/d que anunció en idéntico período de 2020.
En tanto, Tecpetrol también vio derrumbarse su producción un 14,81,03% al haber registrado 13.708,35 b/d frente a los 16.092,38 b/d obtenidos en el mismo período del año pasado.
La extracción de Compañías Asociadas Petroleras también se desplomó un 10,40% en el primer trimestre hasta los 11.396,58 b/d frente a los 12.719,53 b/d conseguidos doce meses antes.
El ranking de las primeras diez productoras de crudo en el país lo cierra Petroquímica Comodoro Rivadavia (PCR), con una caída del 25,74% ya que obtuvo 7.462,56 b/d en enero-marzo en comparación con los 10.049,24 b/d anunciados doce meses antes.
Dentro de la lista de las principales compañías del sector, tan sólo tres mostraron un crecimiento en la producción de petróleo durante el inicio de 2021. La que mejor performance tuvo fue Vista Oil & Gas, que registró un alza del 43,51% hasta los 24.147,41 b/d en las áreas que opera en Vaca Muerta, frente a los 16.826,23 b/d que registró en el mismo período del año anterior.
La siguió Shell con una suba del 33,38% hasta los 12.366,48 b/d en el lapso enero-marzo en los bloques que tiene a su cargo, en comparación con los 9.271,85 b/d que había anunciado en la misma franja de 2020.
La lista la cierra Total Austral cuya producción creció el 5,14% en el primer trimestre hasta los 9.128,15 b/d frente a los 8.681,53 b/d registrados en idéntico período del año pasado.
Ahora, sólo quedará por ver la magnitud del daño que generaron los cortes de ruta en Neuquén para poder reacomodar las previsiones para 2021, que amenazan con alcanzar cifras aún peores que las de 2020.

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