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22 abril, 2021
Petróleo y Gas

YPF derrumba la producción nacional de gas y petróleo en el primer bimestre

La extracción de hidrocarburos de la petrolera controlada por el Estado continúa sin levantar cabeza en lo que va del año.

Un nuevo derrumbe en la producción de hidrocarburos de YPF empujó a la Argentina a terminar el primer bimestre del año en terreno negativo a pesar de la implementación del Plan Gas 4 y que los precios del petróleo internacional no han parado de crecer en los últimos meses.
La extracción de gas natural de la empresa controlada por el Estado se desplomó en los bloques que opera un 23,25% a 29,24 millones de metros cúbicos por día (Mm3/d) en el período enero-febrero de 2021 en comparación con los 38,11Mm3/d el mismo período de 2020 y la de crudo un 4,10% a 234.709,05 barriles por día (b/d) frente a los 244.745,05 b/d en igual lapso de tiempo, según los datos informados por las empresas a la Secretaría de Energía de la Nación.
La mala performance que mostró la principal compañía de hidrocarburos del país fue la responsable del derrumbe de la producción nacional que cayó un 11,13% a 114,65Mm3/d y el 5,23% a 499.918,33 b/d respectivamente en el primer bimestre en comparación con los 129,01Mm3/d y los 525.386,17 b/d registrados en el mismo lapso del año anterior.
“A pesar de que los precios de petróleo vuelven a los 60s, los precios de gas vuelven a los 3s (gracias al Plan Gas 4 y los subsidios estatales), las fracturas no convencionales vuelven a los 700s por mes y la demanda de combustibles se recupera fuertemente, es difícil encontrar buenas expectativas en la industria petrolera argentina. Como si el daño sufrido en el último año no pudiera revertirse simplemente volviendo los precios a los valores previos”, afirma Daniel Dreizzen, asociado de la consultora Ecolatina, en un informe.
El dato que más ha preocupado a la industria es que la extracción de gas natural bajó el 1,01% en febrero frente a lo registrado en enero, cuando el Plan Gas 4 ya llevaba dos meses de vigencia. Esto, en tanto, contrarrestó el crecimiento del 1,21% que había mostrado el mes anterior frente a diciembre.
“El Plan Gas es una buena idea para arrancó muy tarde. Hasta julio vamos a estar lejos de la demanda de invierno y el año que viene, será mejor. Por la falta de actividad, hubo que desarmar los equipos de operarios y rearmarlos para empezar a producir y esto viene retrasado”, explica el ex secretario de Recursos Hidrocarburíferos, José Luis Sureda.
La peor performance la mostró la cuenca neuquina, la principal del país, donde la producción se derrumbó el 14,86% a 68,82Mm3/d en el primer bimestre en comparación con los 80,83Mm3/d registrados en el mismo período del año anterior por la declinación del rendimiento de los pozos no convencionales perforados hasta 2019, ante la inactividad que se produjo en el sector en 2020.
La Cuyana la siguió en la lista con un desplome del 12,44% a 127.190M3/d, mientras que la del Noroeste perdió el 10,73% a 2,064Mm3/d, la del Golfo de San Jorge un 9,12% a 10,86MM3/d y la Austral un 1,15% a 30,88Mm3/d.
Si bien el petróleo también mostró números negativos a lo largo del primer bimestre en comparación con 2020, la preocupación de la industria es menor que con el gas natural ya que su performance viene 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 los volúmenes de producción que han venido mostrando la mayoría de las empresas en los primeros dos meses del año ha traído ciertas esperanzas para el sector. La extracción de crudo subió el 0,73% en febrero frente a enero, mientras que el mes anterior había mejorado un 1,44% en comparación con diciembre.
Un dato que ayuda a alentar estas esperanzas es el incremento en la cantidad de fracturas que se produjeron en Vaca Muerta (685 en febrero), un 6,70% por encima de las de enero, según cálculos de Luciano Fucello, country manager de NCS Multistage. Así, se convirtió en el segundo en la historia del reservorio patagónico.
En lo que respecta a las cuencas, el mayor desplome lo registró la del Noroeste, la más pequeña del país, con un 20,74% a 4.159,13 b/d en el primer bimestre frente a los 5.247,53% registrado en el mismo período de 2020. Esta zona se encuentra en franca declinación desde hace ya varios años.
La segunda en la lista fue la Austral con una caída del 12,06% a 16.835,22 b/d, seguida por la del Golfo de San Jorge con un 7,29% a 207.904,86 b/d, la Cuyana con el 6,06% a 19.214,17 b/d y la Neuquina con un 1,79% a 249.804,96 b/d.
Para mejorar la situación de la industria, la Secretaría de Energía de la Nación planea acelerar el lanzamiento de una nueva ley de hidrocarburos, que enviará al Congreso Nacional para tratar de incentivar la inversión en la exploración y producción local tanto de gas como de petróleo.
El Gobierno ha venido amenazando con esta norma desde que el presidente Alberto Fernández asumió el poder, hace ya más de quince meses. Sin embargo, por diferentes razones, una y otra vez, ha cambiado su texto y ha venido postergando su presentación.
Esta vez pareciera ser que busca concretar sus intenciones por lo que se su titular, Darío Martínez, se ha estado reuniendo con las principales empresas del sector para mostrarles los principales lineamientos de la ley.
“Debemos construir una herramienta legislativa que permita atraer las inversiones necesarias para hacer lo que se debe hacer, ahora que tenemos claro cuál es el horizonte, y que genere confianza en la industria – afirma el secretario de Energía -. Para lograr los objetivos que nos planteó el Presidente, es fundamental que la ley de promoción de inversiones en hidrocarburos otorgue un marco de previsibilidad, reglas claras y estables, como ya hemos hecho cuando pusimos en marcha el Plan Gas.Ar como herramienta central del desarrollo de la producción de gas natural argentino”.
Según lo que ha dejado entrever Martínez, la nueva norma buscará crear un precio sostén para cuando el Brent caiga muy por debajo de los costos de producción local y otro para cuando suba demasiado bruscamente, para evitar un impacto tan grande en el valor de los combustibles en el país.
Para esto, trabaja en una fórmula que incluya una variación en la carga impositiva sobre la venta de combustibles para amortiguar los precios en los surtidores cuando la cotización internacional se dispare, que se balanceará con modificaciones en las alícuotas en los derechos de exportación, afirma Econojournal.
Otro de los lineamientos que analiza aplicar la Secretaría de Energía es promover las ventas al exterior de gas natural durante todo el año con la posibilidad de incluir restricciones durante los meses invernales, los de mayor consumo local (mayo a septiembre).
Finalmente, la nueva norma incluirá beneficios impositivos y la habilitación especial para acceder a la compra de dólares en el mercado oficial y la libertad de girar los dividendos y el pago de créditos al exterior para aquellas empresas que realicen inversiones en moneda extranjera en el país.
“Se habla de una nueva ley que blinde al sector petrolero de la macroeconomía ya que el sector al tiene la capacidad de generar divisas y actividad. Así la industria podría gozar de beneficios en relación al flujo de divisas internacional. Suena difícil en este contexto político electoral y de recesión y crisis. Pero nunca se sabe, una vez estaríamos ante un “atalo con alambre” que tanto conocemos”, destaca Dreizzen en el informe de Ecolatina.

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 Banco Central de la República Argentina (BCRA).
Según las propias estimaciones de la Secretaría de Energía, la empresa estatal 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 Martínez, armó especialmente a su medida.
La extracción del fluido por parte de la petrolera controlada por el Estado se derrumbó el 23,25% a 29,14Mm3/d en el primer bimestre en los yacimientos en los que figura como operadora frente a los 38,11Mm3/d que había logrado en el mismo período de 2020.
Al igual que ocurrió a nivel nacional, el dato que más preocupa a la industria es que YPF no logra levantar cabeza ya que no sólo produjo un 0,99% menos (29,09Mm3/d) en febrero que en enero, cuando registró 29,38Mm3/d, sino que su actividad en el primer mes del año ya había caído un 0,84% en comparación con diciembre, como adelantó Desarrollo Energético.
El centro del derrumbe en el primer bimestre se dio en la cuenca Neuquina, donde las Secretaría de Energía había puesto todas sus expectativas. Allí, su extracción se desplomó el 24,35% a 25,80Mm3/d frente al mismo período de 2020, seguida por la del Golfo de San Jorge con el 14,93% (2,15Mm3/d), la Austral, con un 12,40% (1,19Mm3/d) y la Cuyana, con un 9,77% (109.789m3/d).
De esta forma, también perdió por segundo 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 11,62% que mostró en su principal área, Loma La Lata – Sierra Barrosa, en Neuquén, donde reportó 9,68Mm3/d en el primer bimestre frente a los 10,95Mm3/d en el mismo período de 2020.
A esto, se le sumó el desplome del 37,06% que mostró en su segundo bloque en importancia, Rincón del Mangrullo, en la misma provincia, donde registró 2,52Mm3/d en los primeros dos meses del año, en comparación con los 4Mm3/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, tuvo una merma del 20,05% en el área de tight gas Río Neuquén, en la que alcanzó los 2,41Mm3/d en el primer bimestre frente a los 3,01Mm3/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 33,87% hasta los 1,85Mm3/d en los primeros dos meses de 2021 frente a los 2,79Mm3/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 22,35% a 1,74Mm3/d en el primer bimestre en comparación con los 2,24Mm3/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. Allí, su extracción se derrumbó un 54,84% hasta los 1,20Mm3/d en el período enero-febrero frente a los 2,66Mm3/d que mostró doce meses antes.
Finalmente, YPF reportó una caída del 41,55% en el área de shale gas Aguada de la Arena hasta los 932.166m3/d en el primer bimestre en comparación con los 1,59Mm3/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 37,23% a 569.666m3/d en la producción de su área La Ribera I en el primer bimestre en comparación con los 907.564m3/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 bimestre 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 30,80% a 516.040m3/d frente a los 394.540 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 18,47% a 262.394m3/d en compasión con los 221.487m3/d registrados en el primer bimestre del año pasado.
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 12,86% hasta los 12,88Mm3/d en su extracción en su área Fortín de Piedra, en Neuquén, en comparación con los 14,78Mm3/d que había obtenido en idéntico lapso de 2020.
Las operaciones de Pan American Energy (PAE), en tanto, cayeron un 7,07% hasta los 12,39Mm3/d en las áreas que opera en el primer bimestre frente a los 13,34Mm3/d que mostró en el mismo período del año anterior.
En la cuenca Austral, Compañía General de Combustibles (CGC) también vio desplomarse un 11,98% su producción no convencional en Santa Cruz hasta los 4,95Mm3/d frente a los 5,63Mm3/d conseguidos doce meses antes.
Una performance similar tuvo Pluspetrol ya que mostró una caída del 10,48% en el primer bimestre hasta los 3,95Mm3/d en los bloques que opera, en comparación con los 4,41Mm3/d que había registrado en idéntico período del año anterior.
La chilena Enap Sipetrol también vio derrumbarse su producción un 11,63% en la cuenca Austral al haber alcanzado los 3,47Mm3/d en el lapso enero-febrero de 2021 en comparación con los 3,93Mm3/d que anunció en idéntica franja de 2020.
En tanto, Capex tuvo un comienzo del año para olvido ya que tuvo una caída del 22,03% en su extracción de gas natural al haber registrado 1,49Mm3/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 24,52%, similar al de YPF. La empresa de Miguel Galuccio obtuvo 1,36Mm3/d en el primer bimestre en comparación con los 1,80Mm3/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 Total Austral, que registró un alza del 4,93% hasta los 32,32Mm3/d en las áreas que opera, frente a los 30,80Mm3/d que obtuvo en el mismo período del año anterior.
La siguió Pampa Energía con una suba del 2,82% hasta los 6,06Mm3/d en el lapso enero-febrero en los bloques en los que está a cargo de la perforación, en comparación con los 5,89Mm3/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 (7,83%), Shell (31,49%) y la inglesa President Energy (127,34%).

 

Producción de gas natural en el primer bimestre


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 bimestre y arrastraron a la Argentina a mostrar una pérdida del 5,23% en los volúmenes diarios.
La empresa controlada por el Estado tuvo una baja del 4,10% a 234.709.26 b/d en los bloques que opera, en comparación con los 244.745,05 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 también tuvo un rendimiento negativo en el primer bimestre, ya que tuvo una caída del 6,22% hasta los 100.170,64 b/d en las áreas que opera frente a los 106.812,64 b/d que mostró en el mismo período del año anterior.
Una performance peor tuvo Pluspetrol ya que mostró una caída del 11,84% en enero-febrero hasta los 24856,78 b/d en comparación con los 18.195,04 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 19,04% en las provincias de Santa Cruz y Mendoza al haber alcanzado los 14.541,06 b/d en el primer bimestre de 2021 en comparación con los 17.960,79 b/d que anunció en idéntico período de 2020.
En tanto, Tecpetrol también vio derrumbarse su producción un 15,80,03% al haber registrado 13.599,47 b/d frente a los 16.150,99 b/d obtenidos en el mismo período del año pasado.
La extracción de Compañías Asociadas Petroleras también se desplomó un 9,48% en el primer bimestre hasta los 11.642,92 b/d frente a los 12.662,76 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 27,05% ya que obtuvo 7.469,33 b/d en enero-febrero en comparación con los 10.238,48 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 Shell, que registró un alza del 50,03% hasta los 13.384,30 b/d en las áreas que opera, frente a los 8.921,02 b/d que registró en el mismo período del año anterior.
La siguió Vista Oil & Gas con una suba del 49,47% hasta los 25.068,54 b/d en el lapso enero-febrero en los bloques en los que tiene a su cargo en Vaca Muerta, en comparación con los 16.771,34/d que había anunciado en la misma franja de 2020.
La lista la cierra Total Austral cuya producción creció el 5,10% en el primer bimestre hasta los 9.243,11 b/d frente a los 8.794,95 b/d registrados en idéntico período del año pasado.

Producción de petróleo en el primer bimestre


La nueva ley de hidrocarburos que planea lanzar el gobierno busca revertir esta tendencia e intentará seguir acompañando la mejora en el nivel de actividad económica que viene mostrando el país desde la finalización de la cuarentena decretada por el presidente Alberto Fernández en 2020 para combatir la pandemia de COVID-19.
Será cuestión de tiempo ver si lo logra o si, una vez más, llega demasiado tarde como le ocurrió al gobierno con la implementación del Plan Gas 4 y el barril criollo a lo largo del año pasado.

Por Hernán Dobry

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