La producción de petróleo retrocedió 7,5 por ciento interanual en los primeros nueve meses del año y con respecto a igual período de 2015 la caída acumulada es de 10,5 por ciento, según los datos del Ministerio de Energía. En la producción de gas se observa un leve descenso interanual de 1 por ciento, pero el dato también encendió las alarmas porque la baja se produce luego de una mejora interanual de 5,2 por ciento en enero-septiembre de 2016 por efecto del Plan Gas que había implementado el gobierno anterior.

Especialistas del sector consultados por EconoJournal coincidieron en que la mejora del precio internacional del barril de las últimas semanas podría incentivar una mayor inversión en las áreas petroleras, aunque, si se confirman esos pronósticos, la recuperación en los niveles de producción podría demorar hasta dos años. En el caso del gas, le apuntan a la gestión de Juan José Aranguren por la incertidumbre que se generó en torno al precio del fluido luego de que se anunciara el fin del Plan Gas, lo que llevó a las empresas a sacar el pie del acelerador con un resultado aún incierto. Desde Energía, en cambio, sostienen por lo bajo que están tomando medidas para recomponer un mercado libre de precios que incentive la inversión. 

Cuando se observa la producción de crudo por empresa y se comparan esas cifras con 2016 las diez principales petroleras aparecen con números en rojo. En el caso de YPF, la principal productora de crudo del país, la caída interanual acumulada en nueve meses es de 6 por ciento.

*La fuerte caída se explica en parte porque el yacimiento 25 de Mayo-Medanito pasó a ser administrado por la provincia de La Pampa.

Ese retroceso se refleja también en los pozos. La cantidad de pozos en perforación cayó 9,7 por ciento interanual en el acumulado de los primeros nueve meses del año, pero si se compara con el mismo período de 2015 la caída es de 39,7 por ciento, según datos del Ministerio de Energía. La cuenca del Golfo de San Jorge concentra cerca del 50 por ciento de la producción de crudo de todo el país y ahí la caída en los pozos de perforación fue todavía mayor. En el acumulado enero-septiembre se observa un retroceso interanual de 23,6 por ciento, pero si la comparación se realiza con igual período de 2015 el derrumbe llega al 57,9 por ciento.

Un destacado analista de una consultora especializada en reservorios aseguró a EconoJournal que ese retroceso se explica por los bajos precios que tuvo el crudo en los últimos años. “Un pozo promedio que se perfora en la cuenca del Golfo de San Jorge tiene entre 6 mil y 10 mil metros cúbicos de acumulada. Si son 6 mil, tenés cerca de 40 mil barriles. Cuando el barril estaba 40 dólares te quedaban entre 5 y 8 dólares por barril. Con esos números no te cierra nada. Entonces las compañías tomaron la decisión de parar la perforación”, destacó.

Otra área clave es la cuenca Neuquina que concentra cerca del 40 por ciento de la producción de crudo. En esa zona los pozos en perforación en enero-septiembre cayeron apenas 1,3 por ciento interanual, pero la comparación con igual lapso de 2015 muestra un descenso de 22,4 por ciento entre pozos de avanzada, de exploración, de explotación y de servicio. En esa baja incide el cambio de tipo de pozo en campos no convencionales, donde las perforaciones horizontales, que demandan más tiempo porque requieren una mayor cantidad de metros perforados, reemplazaron progresivamente a las verticales. 

En lo que refiere al gas, los especialistas coinciden en que el Plan Gas que implementó el ex ministro de Economía Axel Kicillof sirvió para incentivar la producción, pero la decisión de Aranguren de poner fin a ese esquema sin dejar en claro cuál será el precio futuro, debido a la falta de precisiones sobre cómo se aplicará la resolución 46/17, hizo que las compañías retrajeran sus inversiones.

Entre las causas que provocaron la caída de la inversión y el consecuente impacto en la producción, los expertos ponen el foco en los costos laborales y remarcan que el anuncio de flexibilización laboral que anunció el gobierno para el sector no es suficiente. “No es un cambio de las reglas del juego como se difundió. Es una mejora muy valorable, pero los resultados concretos vienen siendo muy limitados”, remarcó un especialista de una reconocida consultora del mercado.

Cuando se les pregunta a los expertos consultados, cuáles son los proyectos que van dinamizar el sector, en petróleo se pone el foco en las exploraciones de YPF en La Amarga Chica y Loma Campana y el proyecto de Shell en Vaca Muerta, mientras que en gas se destaca el plan de desarrollo de Tecpetrol (Techint) en Fortín de Piedra y el del consorcio liderado por Total en Aguada Pichana Este. Igual los especialistas coinciden en que la producción tardará en recuperarse. “Aún si la inversión crece, la producción tarda más o menos dos años en recuperarse. En 2012, después de la reestatización, a YPF le tardó un tiempo en ver el quiebre de la curva de cambio de tendencia y ahí se invirtió muy fuerte. Primero tenés que parar la declinación y recién entonces empezás a crecer”, remarca una de las fuentes consultadas. Por ese motivo, no se destarta que incluso en los primeros meses del año próximo la producción pueda seguir cayendo.