El gobernador de Chubut, Ignacio Torres, adelantó la semana pasada que convocará a un acuerdo de competitividad que le permita a la industria hidrocarburífera en la Cuenca del Golfo poder sobrellevar un momento de desafíos de sostenibilidad, no sólo por el declino natural de los campos maduros sino también por los costos de operación y mantenimiento de los yacimientos, en promedio.

En un contexto de mayor vulnerabilidad para el petróleo convencional ante el riesgo de un nuevo ciclo internacional de precios bajos del crudo, el mandatario de Chubut realizó un llamado a intendentes, sindicatos y petroleras a un encuentro de productividad que se realizará en Comodoro Rivadavia. Pero más allá del anuncio oficial, no existen aún elementos concretos ni negociaciones en marcha entre actores privados, públicos y sindicales para avanzar con un plan de mejora de competitividad, lo que acrecienta la urgencia de intentar resolver la crisis que atraviesa los actividad convencional en las provincias de Chubut y Santa Cruz. Un relevamiento de los costos del negocio petrolero en el Golfo relevados por EconoJournal evidencian la imposibilidad de perforar nuevos pozos en los campos maduros.

Números críticos

Al analizar un pozo tipo en el Golfo San Jorge, que acumula a lo largo de su vidal útil unos 100.000 barriles de petróleo, se desprende que a los números actuales el costo de desarrollo asciende a los US$ 20 por barril, sin considerar el valor del dinero en el tiempo ni los costos financieros. A eso hay que sumarle, costos de operación y mantenimiento (Opex) que rondan los 35 dólares y regalías provinciales del 15% (unos US$ 9,50 por barril), retenciones a la exportación en la banda del 8%, Ingresos Brutos de 3% (US$ 1,90). El resultado es un costo estimado total por barril producido de más de US$ 71 que no se recupera en el mercado.

De fondo, lo que queda de manifiesto es que si bien el petróleo de tipo pesado que se extrae en Chubut y el norte de Santa Cruz se paga en el mercado local cerca de un 10% por encima del Brent —que este martes rebotó arriba de los US$ 67—, la cifra que reciben los productores del Golfo no es suficiente para asegurar la continuidad de la perforación en la cuenca.

A eso se refirió el gobernador Torres en la acto de la semana pasada cuando dijo que «la semana pasada (cuando el importe del Brent perforó la barrera de los 60 dólares por la guerra de aranceles promovida por el presidente estadounidense Donald Trump) el precio del barril estuvo cerca de ser negativo«. Hacía referencia, en realidad, a que el precio de venta del crudo que se extrae en Chubut no repaga los elevados costos de operación —incrementados en los últimos 12 meses por la apreciación cambiaria— en el Golfo San Jorge.

En rojo

«El Opex promedio de un campo maduro no debería superar los 25/30 dólares en barril, como sucede en EE.UU., cuando hoy algunos yacimientos de Santa Cruz tienen costos de O&M cercanos a los 50 dólares. Hay mucho por hacer», señaló el gerente general de una empresa petrolera.

El presente refleja que varias empresas de servicios especiales cerraron en los últimos cuatro meses sus bases de operaciones en Chubut y Santa Cruz, tal como consignó Econojournal, con el riesgo de que la reconversión forzosa de la cuenca del Golfo San Jorge devenga en una proceso de descomposición del sector que se debería atender en el corto plazo.

“El objetivo es ralentizar el declino de producción de la cuenca y que empecemos a producir más”, justificó Torres en su lanzamiento del encuentro con todos los actores de la provincia para un compromiso de competitividad que forme parte de un acuerdo social más ambicioso, para convalidar una agenda de desarrollo aún en un año electoral.

Las reformas en carpeta

Ante ese escenario que requiere de medidas de corto plazo para revertir la situación, hay consenso importante sobre la necesidad de evaluar una seride medidas entre las que figuran a) una revisión fiscal a nivel provincial, que implique una reducción de regalías en campos maduros, y b) la eliminación de Ingresos Brutos sobre perforación de pozos y sobre los proveedores que hoy generan un efecto de “impuestos en cascada”.

En cuanto a las reformas a nivel nacional, la piedra angular es discutir la eliminación o reducción de las retenciones a la exportación de crudo convencional, un reclamo transversal a otros sectores productivos que argumentan que castigar las exportaciones es un contrasentido en un país que necesita dólares.

Pero el sector también demanda lo que se denomina una reducción del Opex laboral, para lo cual se propone la oportunidad de crear un régimen sindical diferenciado para campos maduros que permita cuadrillas multifunción, con menor dotación y mayor productividad, sin precarizar. Esa discusión debería incluir la modernización de los estándares operativos para que se puedan usar equipos más chicos y eficientes, con menos personal.

Finalmente, toda reforma integral debe contemplar la etapa de financiamiento e incentivos para perforar. Es ahí, donde se requiere facilitar el acceso al crédito en condiciones competitivas también para proyectos convencionales, hoy desplazados por el apetito financiero que despierta Vaca Muerta que en los últimos años viene atrayendo las mayores inversiones por su alta rentabilidad.

«Si no se actúa con decisión, provincias como Chubut, Santa Cruz y Mendoza, que no tienen el “maná” de Vaca Muerta, seguirán viendo cómo sus niveles de actividad se desploman y sus empresas de servicios migran hacia Neuquén», anticipó el presidente de otra petrolera independiente.