El nivel de actividad en los yacimientos de Chubut y el norte de Santa Cruz se ubicaba en septiembre en un 65% con relación al escenario pre-pandemia. En la Cuenca Neuquina, en cambio, apenas si llega al 25%.

La diferencia se explica, en buena medida, por la estrategia que aplicaron las principales operadoras de cada cuenca. En el Golfo San Jorge, Pan American Energy (PAE), que marca el ritmo de región, reactivó a fines de junio casi todos sus equipos de pulling, la mayor parte de los de workover y la mitad de las unidades de perforación que tenía activas en marzo. Cerro Dragón, su campo estrella, trabaja en un nivel competitivo que apuntala la consistencia del ecosistema de Comodoro Rivadavia compuesto por trabajadores, empresas de servicios, contratistas y Gobierno provincial. 

En contraposición, YPF, el mayor jugador de Neuquén, aún no recuperó ni la mitad de los equipos torre que tenía operativos en la Cuenca Neuquina antes de la crisis. Su recuperación es más lenta y, por consiguiente, se observa una mayor fragilidad del tejido productivo.

Sin embargo, la distinta performance entre cuencas no se explica solo por lo que hizo cada petrolera. El entorno del Golfo San Jorge parece haber entendido de forma más solvente la profundidad de la crisis. Todo el arco de sindicatos con presencia en el Golfo –petroleros privados, jerárquicos, camioneros y UOCRA– incorporaron en junio mejores prácticas en el área de productividad en línea con la necesidad de las operadoras de optimizar su estructura de costos. En Neuquén, YPF y el resto de los productores no han podido alcanzar –al cierre de esta edición– un acuerdo de ese tipo con los gremios.

Las empresas de servicios también actuaron en consecuencia y entablaron una agenda de trabajo realista con las operadoras. La resiliencia del Golfo para lidiar con la crisis se basa también en la visión de los empresarios de servicios, quienes tuvieron la habilidad para lograr una representación gremial en la industria que no se observa en otras cuencas. Su objetivo es claro: defender el lugar de la cadena de valor de la región. Eso les permitió, por caso, encontrar mejores soluciones con YPF, el mayor productor de hidrocarburos del norte de Santa Cruz, para habilitar pagos atrasados a contratistas.

La petrolera controlada por el gobierno fue la más perjudicada por la expansión del COVID-19, que marcó un derrumbe de la venta de combustibles en el mercado interno, su principal fuente de financiamiento.

Capacidad exportadora

El Golfo San Jorge tiene una fortaleza que muchas veces pasa desapercibida: la cuenca exporta una parte significativa de su producción de petróleo. Eso fue así históricamente porque las destilerías argentinas están diseñadas para procesar una mayor cantidad de crudo Medanito. Por eso, los productores del Golfo tuvieron que invertir en su cadena comercial para desarrollar clientes en el mercado internacional. No fue fácil colocar en el mundo un crudo producido en una cuenca argentina.

Sin embargo, frente a la brusca caída de la demanda local de combustibles, la existencia de un mercado de exportación se convirtió en una valiosa válvula de escape. PAE y otros productores como CAPSA, una petrolera que en silencio se convirtió en el quinto productor de crudo del país, desarrollaron canales para vender su crudo fuera de la Argentina. En momentos en que la falta de dólares jaquea una vez más a la macroeconomía, la generación de divisas es un valor agregado.

Ese rasgo identitario de la cuenca se rejerarquizó en el último año por el cambio de las normas internacionales que regulan la calidad de los combustibles. En particular, la IMO 2020 aprobada por la Organización Internacional Marítima obligó a las empresas de transporte a empezar a utilizar a partir de este año fuel oil con menos cantidad de azufre. En rigor, la norma redujo de 3,5% a 0,5% masa/masa el volúmen de azufre permitido en el fuel oil pesado que consumen los bunkers transoceánicos que transportan combustibles.

Esa modificación regulatoria jugó a favor del crudo que se produce en el Golfo San Jorge. El Escalante es un petróleo que naturalmente contiene un muy bajo nivel de azufre. Por eso, se convirtió en un producto muy requerido por refinerías del Golfo de México y Europa. Esa mayor demanda se reflejó en el precio del Escalante, que se revalorizó significativamente. Hasta hace tres años, el crudo producido en Chubut cotizaba internacionalmente u$s 4 o hasta u$s 5 por debajo que el Brent, la referencia del crudo que se extrae en el Mar del Norte. Hoy, en cambio, el Escalante llega a cotizar a Brent más uno (+u$s 1). La valuación del negocio petrolífero se recuperó.

Sin subsidios

El desarrollo del Golfo San Jorge, la región donde se descubrió petróleo hace ya 113 años, se llevó adelante en los últimos años casi sin incentivos económicos por parte del Gobierno nacional. El Estado direccionó sus programas de estímulo hacia la Cuenca Neuquina y en mucha menor medida hacia la Cuenca Austral. Desde 2012 hasta la fecha, el Tesoro nacional desembolsó unos u$s 7.000 millones para solventar distintas versiones de programas de desarrollo de gas (Plan Gas I, II y III y Resolución 46). La cuenca recibió una escasa porción de los recursos económicos que se volcaron para incentivar la oferta del hidrocarburo. La gran mayoría –unos u$s 5.000 millones– fueron capturados por productores de la Cuenca Neuquina.

Pese a eso, el Golfo demostró competitividad para seguir produciendo hidrocarburos. TRAMA entrevistó a directivos de empresas operadoras, proveedores de servicios y funcionarios provinciales y municipales para indagar sobre la capacidad de la cuenca de reinventarse para defender su valor durante este presente complejo y apuntar a seguir siendo un pulmón hidrocarburífero del país a futuro. A continuación: un viaje al interior de la Cuenca del Golfo San Jorge.  ×