De enero a octubre la extracción retrocedió un 16,01%
Desde hace tres meses la producción petrolera se recupera en Santa Cruz. No llega todavía a los niveles de pre pandemia, pero la reactivación de equipos y la mejora de las variables macroeconómicas alientan un moderado optimismo en el sector.
La producción de petróleo y de gas sufrió los embates de la pandemia de Covid-19 como pocos sectores. La economía se frenó globalmente y la demanda de crudo se derrumbó estrepitosamente. Eso causó un alto impacto en el sector. Sin demanda interna ni externa, se llegó a ventas irrisorias en precios negativos para lograr mantener la capacidad de almacenamiento y evitar paralizar los pozos activos.
De enero a octubre, según los Reportes de Producción que publica la Secretaría de Energía de Nación, en Santa Cruz la extracción bruta de crudo retrocedió un 16,01%.
En tanto, la caída de la producción neta, sujeta a regalías, fue levemente inferior, ubicándose en el 13%. Estos 3 puntos de diferencia tienen una explicación meramente técnica en el tipo de registro y no modifica la curva ni tendencia.
Ambos también demuestran que, desde agosto, la producción viene creciendo en forma paulatina, buscando acercarse a los valores “pre pandemia”. A modo de ejemplo, en marzo, último mes, prácticamente “normal”, el conjunto de las empresas extrajo un total de 408.359,899 m3 de petróleo y 359.238,108 miles de M3 de gas. En agosto tocó el piso de 320.465,535 m3 de crudo para cerrar octubre en 353.395,441 m3.
Si se analiza desde enero, se observa una caída casi consecutiva hasta el mes de agosto. A partir de ahí, comenzó a crecer, de manera paulatina. Y es así porque en los yacimientos, ni la baja ni la recuperación de la producción, se dan de manera abrupta, salvo causas extremas.
A la hora de hacer proyecciones, los actores no sólo miran el escenario actual sino también cómo se van perfilando las distintas variables, clave para la toma de decisiones. En el país, se marcha hacia una apertura mayoritaria de todas las actividades, durante el verano, lo que provocará una suba en la demanda interna de los activos energéticos.
En contraposición, el rebrote del virus durante el invierno europeo, vuelve a frenar, en parte, la economía, pero las noticias positivas de los distintos laboratorios sobre las vacunas, hizo que el precio del barril de Brent (de referencia en el país) superara, por primera vez en mucho tiempo, los USD 48, en los futuros a Febrero del 2021.
En ese contexto, algunas consultoras como Goldman Sachs ya vaticina para el 2021, un barril del Brent que podría llegar a los USD 65. A esto se le suman políticas de promoción que el Gobierno busca alentar, tal como adelantara el secretario de Energía, Darío Martínez, con el futuro envío de una ley de Promoción Petrolera que contemple, entre otras cosas, “reglas claras que fijen un piso” y alienten la inversión.
Todo eso redundará en una mayor reactivación de los yacimientos la que ya se viene dando en Santa Cruz, de manera gradual desde hace unos meses.
La mayoría de las principales productoras que operan en Santa Cruz como YPF, PAE, Sinopec y CGC, volvieron a activar, de forma gradual, sus equipos en los campos hidrocarburíferos.
En junio, Sinopec, la empresa anunciaba la decisión de poner en actividad 2 equipos de Pulling y otros 2 de Flush By, que se concretó en julio, con el objetivo de “superar el difícil momento provocado por la pandemia de Covid-19”. Estos equipos de torre fueron destinados a realizar tareas de reparación en los pozos petroleros más productivos. Entre septiembre y octubre, como parte de esta acción, continuaron la activación de equipos, de tal forma que, de los 12 anunciados, ya 11 están en funcionamiento.
A finales de ese mes, PAE confirmó también la reactivación en Cerro Dragón (Chubut y Santa Cruz), de forma gradual, con un total de 21 equipos de workover y perforación.
En el caso de YPF, la principal productora en Santa Cruz, en el mes de julio anunció una progresiva suba de un total de 22 equipos, la que, se fue cumpliendo de manera progresiva. Para agosto había 14 equipos activos (entre pullings y workover). El resto se completó en setiembre.
En la Cuenca Austral, CGC anunció en junio, la reactivación de 12 pozos de perforación para producción y 2 de exploración, orientado a la producción gasífera. En noviembre la operadora confirmó la inversión necesaria (USD 10 millones) para poner en marcha del primer pozo de shale gas en Palermo Aike.
En el país y la provincia, la merma de consumo en el mercado interno, durante una parte importante del año, provocó una disponibilidad de stock que llevó a las empresas a buscar colocarlo en el exterior.
Entre abril y mayo se hizo por una necesidad neta de “liberar” espacio en las plantas de almacenamiento, pero a partir de ahí, la reactivación económica del verano europeo trajo una mejora en los valores del petróleo a nivel internacional que llevó a las empresas, con una venta achatada aún hacia adentro del país, a exportar todo lo que se pudieran.
Así, tal como diera cuenta en el suplemento Santa Cruz Produce, en la provincia, durante el primer semestre del año, la venta de crudo al exterior creció un 33% respecto de igual período del 2019. De esta forma, en el caso de Santa Cruz la exportación alcanzó los 4 millones de barriles de crudo, casi el doble de la venta al exterior de 2019.
Este año, según los registros de Comercio Exterior, la Cuenca del Golfo San Jorge volvió a exportar, luego de 7 años (desde 2013) que no lo hacía. A septiembre se exportaron 324.182,9 metros cúbicos del crudo Cañadón Seco. Los que fueron suministrados, casi en su totalidad, por dos operadoras.
En el caso de Sinopec, exportó crudo por 158.580,9 metros cúbicos , en tanto YPF hizo lo propio, vendiendo 165.602 m3. Aunque fueron a valores dispares que llevó el promedio del barril a USD 20,5.
Desde la Cuenca Austral, en áreas off shore de Santa Cruz, hasta el 1 de octubre último se registraron ventas externas por 112.211 metros cúbicos, con operaciones a cargo de la operadora Enap Sipetrol, contra los 92.128 metros cúbicos, en igual período de 2019.
En la venta del petróleo convencional, en Cuenca Austral, también hubo exportaciones por 206.844,3 metros cúbicos. Las mayores operaciones correspondieron a CGC, con 142.559,6 m3 e YPF, con 60.695 m3.
El freno económico provocado por la pandemia, puertas adentro, llevó a las petroleras a exportar el crudo excedente. El Golfo San Jorge volvió a vender al exterior después de 7 años.
