Lejos del autoabastecimiento: YPF retrocede en perforación, producción e inversiones

Más allá de las denuncias del gobierno nacional contra el presunto descuido del kirchnerismo en lo que hace a autosustentabilidad energética, lo cierto es que la estratégica empresa nacional hidrocarburífera no ha hecho más que retroceder en los últimos dos años. YPF perforó 60% menos pozos que en 2015, retrocedió en la producción gasífera y revisó a la baja sus compromisos de inversión para 2017.

Desde la asunción de Mauricio Macri, la cantidad de pozos perforados por YPF acumula un retroceso del 41% en comparación con el primer semestre de 2015. Es cierto que es necesario considerar el contexto internacional, en el que el precio del barril de petróleo permanece amesetado en torno a los 50 dólares desde mediados de 2014, pero la producción de la petrolea de bandera pudo acomodar el impacto hasta casi fines de 2015 gracias a una política nacional de precios sostén al barril doméstico. También es destacable que si bien el impacto del retroceso del valor internacional del crudo fue sentido por todas las empresas petroleras con inversiones en Argentina, YPF retrocedió 20% más que la media nacional en cuanto a nuevas perforaciones.

Según un estudio del Observatorio de la Energía, Tecnología e  Infraestructura para el Desarrollo (OETEC), la perforación de YPF cayó durante el primer semestre de 2017 un 46% en comparación con el mismo período de 2016 (un semestre que ya había registrado un retroceso de 27% contra 2015). Se perforaron apenas 143 pozos durante los primeros seis meses de este año, lo que incluso supera el valor más bajo registrado en los últimos años: 150 pozos en 2009. La producción global de crudo en nuestro país también retrocedió, registrándose un 8% menos que el año pasado, según confirma un informe del Centro de Estudios de Servicios Públicos y Privados con datos del Ministerio de Energía y Minería.

El informe también constata un retroceso en la cantidad de pozos terminados en actividad a nivel nacional. Si durante los primeros meses de 2016 se registraban 560, en 2017 quedaron apenas 461. Esto se relaciona con la contracción de la producción en las dos cuentas que concentran el 90% de la productividad nacional, la neuquina y la del Golfo San Jorge.

En la cuenca del Golfo se pasó de 340 pozos terminados en 2015 a 209 en 2016 y a sólo 136 este año (un descenso de 35% en el último año), mientras que en la cuenca neuquina había 322 pozos en 2015, 336 en 2016 y en 2017 se retrocedió un 11%, hasta llegar a 298. A nivel producción, se constató una retracción del 9 y 7% en las cuencas del Golfo y Neuquina, respectivamente. También cayeron el resto de las regiones productivas: Austral (-17%) Noroeste (-9%) y Cuyana (-4%).

En cuanto a la producción gasífera, a pesar de que el ajustazo del ministro de Energía Juan José Aranguren les garantizó a los productores precios récord de 7,5 dólares el millón de BTU en boca de pozo (los más altos del mundo y en forma generalizada, cuando previamente sólo premiaba con un valor superior a las producciones “nuevas”, como forma de incentivar la extracción), la extracción de gas retrocedió 1% y disminuyeron las inversiones en el área.

Según el informe citado, la producción gasífera de la cuenca neuquina, que concentra el 60% de la producción nacional, fue la única que subió (1%), mientras que el resto de las regiones productoras registraron marcados descensos: Noroeste -9%, Cuyana -7%, Golfo San Jorge -6% y Austral -1%.

Parte de este escenario puede explicarse por la apuesta a la producción en Vaca Muerta (un yacimiento de petróleo no tradicional o shale), la joya nacional en cuanto a anuncios de inversión extranjera. Con el avance tecnológico que permite explotar estos yacimientos a costos competitivos, la apuesta de la petrolera de bandera parece pasar por desinvertir en otras regiones para concentrarse aquí. Por ello también los acuerdos con de flexibilización laboral con los gremios petroleros del área, que permite bajar aún más los costos productivos.

El CEO de YPF Ricardo Darré explicó en una reciente entrevista que los costos de producción de un barril de petróleo en Santa Cruz o Chubut cuesta aproximadamente 30 dólares, a lo que hay que sumarle otros 20 en costos de opeación y mantenimiento, más regalías e impuestos, lo que redondea un valor final superior a los 50 dólares que está pagando el mercado internacional. Por eso se fija la atención en estos emprendimientos de Shale oil que, gracias a nuevas técnicas y a las perforaciones horizontales, están pudiendo producir barriles a 40 dólares. Por esto Darré no descarta desinvertir en otras regiones (con ventas parciales o totales de emprendimientos de YPF) para financiar desarrollos en Vaca Muerta.

En diálogo con Perfíl, Darré explicó: “YPF tiene costos adicionales, de investigación y desarrollo, por ejemplo, que otras compañías no tienen. Tal vez, una petrolera con menor escala logre bajar un 15% los costos de explotación de ese tipo de campos”.  En dónde no se “desinvierta” se buscarán acuerdos de flexibilización laboral similares a los de Vaca Muerta, para perseguir una rentabilidad que los CEOs presentan como esquiva.

Por su parte, Daniel González, jefe de Finanzas de YPF, ya anticipó que el año cerrará con inversiones de la petrolera estatal “menores a las esperadas” ya que, según anticipó, YPF no llegará a 4 mil millones de dólares en gastos de capital este año. 2016 también fue un año de inversiones menores a las prometida, ya que se invirtieron 4.300 millones de dólares, cuando la meta originaria iba entre 4.500 y 5 mil millones. Difícil que lluevan las inversiones extranjeras cuando la empresa nacional desinvierte.

Semejantes resultados de YPF no pueden adjudicarse a una mala administración sino que está claro que se trata de un plan nacional que, mientras pregona objetivos de soberanía energética, no deja de hacer retroceder a la hidrocarburífera de bandera, tal vez para hacerle más lugar a las petroleras extranjeras.

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