La producción de gas natural de Argentina anotó una contracción interanual de 11,1% en los dos primeros meses del año, a 115 millones de metros cúbicos diarios (Mm3/d), a pesar de la implementación del Plan Gas 4.
La caída, respecto de los 129Mm3/d de enero-febrero de 2020, se debió a la mala performance que tuvo la petrolera estatal YPF, cuya extracción se redujo 23,3% a 29,2Mm3/d, según datos informados por la empresa a la Secretaría de Energía.
“A pesar de que los precios de petróleo vuelven a los US$60 [por barril], los precios de gas vuelven a los US$3 (gracias al Plan Gas 4 y los subsidios estatales), las fracturas [hidráulicas] no convencionales vuelven a los 700 por mes y la demanda de combustibles se recupera fuertemente, es difícil encontrar buenas expectativas en la industria petrolera argentina, como si el daño sufrido en el último año no pudiera revertirse simplemente volviendo los precios a los valores previos”, indicó Daniel Dreizzen, asociado de la consultora Ecolatina, en un informe.
El dato que más ha preocupado a la industria y al gobierno es que la extracción de gas natural bajó 1,01% en febrero frente a lo registrado en enero, cuando el Plan Gas 4 ya llevaba dos meses de vigencia. Esto, en tanto, contrarrestó el crecimiento de 1,21% que había mostrado el mes anterior frente a diciembre.
“El Plan Gas es una buena idea, pero arrancó muy tarde. Hasta julio vamos a estar lejos de la demanda de invierno y el año que viene será mejor. Por la falta de actividad hubo que desarmar los equipos de operarios y rearmarlos para empezar a producir, y esto viene retrasado”, dijo a BNamericas el exsecretario de Recursos Hidrocarburíferos José Luis Sureda.
La cuenca Neuquina, la principal del país, registró el peor desempeño con una baja de 14,9% en el primer bimestre a 68,8Mm3/d en comparación con los 80,8Mm3/d del mismo período del año anterior. Esto se debió a la declinación que sufrió el rendimiento de los pozos no convencionales perforados hasta 2019, ante la inactividad que se produjo en el sector en todo el año pasado.
Le siguió la cuenca Cuyana con un contracción de 12,4% a 127.190m3/d, la del Noroeste con una baja de 10,7% a 2,06Mm3/d; la del Golfo San Jorge con una caída de 9,12% a 10,9MM3/d y la Austral, con un descenso de 1,15% a 30,9Mm3/d.
Un dato que ayuda a alentar las esperanzas es el incremento de la cantidad de operaciones de fracking en Vaca Muerta con 685 en febrero, 6,70% por encima de las contabilizadas en enero, según cálculos de Luciano Fucello, gerente de NCS Multistage en el país. Se trató en la segunda mayor alza en la historia del reservorio patagónico.
La baja de la producción de gas natural tiene en vilo al gobierno, ya que el suministro faltante deberá importarlo y esto perjudicará las ya escasas reservas del Banco Central.
Según las propias estimaciones de la Secretaría de Energía, la empresa estatal Ieasa tendrá que destinar US$1.865 millones para importar los 8.124Mm3/d que necesitará para cubrir el déficit de este año.
De esta suma, US$1.030mn se utilizarán para importar 3.674Mm3/d de GNL mediante barcos regasificadores anclados en los puertos bonaerenses de Escobar y Bahía Blanca (a US$7,80 por millón de BTU [MBTU]) y otros US$834mn se emplearán para la compra de 4.450Mm3/d de Bolivia (a US$5,21/MBTU).
UNA EMPRESA EN PROBLEMAS
La principal responsable de este drenaje en las reservas del Banco Central es la caída de la producción de gas natural que viene sufriendo YPF y que no se ha podido detener ni siquiera con la implementación del Plan Gas 4, que el secretario de Energía, Darío Martínez, le armó especialmente a su medida.
La extracción del fluido por parte de la petrolera controlada por el Estado se contrajo 23,3% a 29,1Mm3/d en el primer bimestre en los yacimientos en los que figura como operadora, por debajo de los 38,1Mm3/d que había logrado en el mismo período de 2020.
El dato que más preocupa a la industria es que YPF no logra levantar cabeza, ya que no solo produjo un 0,99% menos en febrero, a 29,1Mm3/d, respecto de los 29,4Mm3/d de enero, sino que su actividad en el primer mes del año ya había caído 0,84% en comparación con diciembre.
El principal derrumbe del primer bimestre se dio en la cuenca Neuquina (de 24,4% a 25,8Mm3/d), seguida del Golfo San Jorge (14,9% a 2,15Mm3/d), Austral (12,4% a 1,19Mm3/d) y Cuyana (9,77% a 109.789m3/d).
De esta forma, YPF también perdió por segundo mes consecutivo su histórico primer puesto en la lista de los mayores generadores de gas natural del país, a manos de Total Austral, unidad local de la francesa Total.
La caída de la producción de YPF fue impulsada por la baja de 11,6% en su principal área, Loma La Lata–Sierra Barrosa, en la provincia de Neuquén, donde reportó 9,68Mm3/d en el primer bimestre.
A esto se sumó la contracción de 37,1% que exhibió su segundo bloque en importancia, Rincón del Mangrullo, en la misma provincia, a 2,52Mm3/d.
Para revertir esta situación, la petrolera planea perforar 31 pozos como parte del compromiso contraído con el gobierno en el Plan Gas 4 entre 2021 y 2024.
En sociedad con la local Pampa Energía, tuvo una merma de 20,0% en Río Neuquén, a 2,41Mm3/d.
Allí, ambas compañías también se comprometieron con la Secretaría de Energía a perforar 36 pozos en los próximos cuatro años para incrementar su producción.
En Río Negro, el mayor desplome lo mostró el bloque convencional Estación Fernández Oro, de 33,9% en los dos primeros meses del año, a 1,85Mm3/d.
Ni siquiera la sociedad con la estadounidense Chevron le permitió a YPF revertir la performance negativa que tuvo en su área no convencional Loma Campana, cuya extracción bajó 22,4% a 1,74Mm3/d.
Peor aún le fue al área no convencional El Orejano, que opera YPF en alianza con Dow Argentina, unidad de la estadounidense Dow Chemical. Allí, la extracción se derrumbó 54,8% a 1,20Mm3/d.
Finalmente, YPF reportó una caída de 41,5% en el área de gas de esquisto Aguada de la Arena, a 932.166m3/d. Allí, la petrolera se comprometió a perforar 36 pozos para cumplir los objetivos fijados en el marco del Plan Gas 4 en diciembre.
Finalmente, la compañía sufrió una caída de 37,2% a 569.666m3/d en La Ribera I en el primer bimestre.
En este bloque de gas de esquisto, la empresa propuso al gobierno perforar al menos 3 pozos a lo largo de los próximos cuatro años (2021-2024) para cumplir con las metas establecidas en el Plan Gas 4.
Entre los pocos bloques que lograron un resultado positivo en el primer bimestre del año se encuentran los no convencionales La Amarga Chica y Bandurria Sur, ambos en Neuquén.
En el primero, que YPF opera en sociedad con la malasia Petronas, la extracción de gas de esquisto creció 30,8% a 516.040m3/d y en el segundo —en que la estatal se encuentra al frente del consorcio conformado por la angloholandesa Royal Dutch Shell y la noruega Equinor—, su producción creció 18,5% a 262.394m3/d.
YPF anunció que invertirá US$500mn durante 2021 para cumplir con las metas del Plan Gas 4 e incentivar la producción en la cuenca Neuquina. Esto forma parte de los US$1.500mn que destinará para este programa en los próximos cuatro años y del capex de US$2.700mn que anunció para este año.
Sin embargo, su director general de finanzas, Alejandro Lew, explicó a los inversores durante la presentación de resultados del 4T20 que la empresa carece de la totalidad de estos fondos, ya que solo podrá cubrir US$2.000mn de esta meta de desembolso con su flujo de caja y el resto deberá conseguirlo en los mercados de capital.
El gran desafío para la compañía es encontrar la forma de financiar lo que le falta para completar su gasto de capital ante la falta de acceso a los mercados internacionales que tendrá luego del fallido canje de deuda de comienzos de año y el creciente riesgo país de Argentina, que ya supera los 1.500 puntos.
UN SECTOR EN CRISIS
El mal desempeño de YPF en el inicio de 2021 se encuentra en línea con lo que mostró la industria.
La local Tecpetrol anotó una baja de 12,9% a 12,9Mm3/d en su área Fortín de Piedra, en Neuquén, mientras que las operaciones de Pan American Energy (PAE) sufrieron una contracción de 7,07% a 12,4Mm3/d en las áreas en que opera.
En la cuenca Austral, la local Compañía General de Combustibles (CGC) sufrió una contracción de 12% en su producción no convencional en Santa Cruz a 4,95Mm3/d.
Una performance similar tuvo la argentina Pluspetrol, ya que mostró una caída de 10,5% en el primer bimestre a 3,95Mm3/d en los bloques que opera, en tanto, Enap Sipetrol anotó una merma de 11,6% en la cuenca Austral a 3,47Mm3/d.
La compañía local Capex tuvo un comienzo del año para olvido, con una caída de 22,0% en la extracción de gas natural a 1,49Mm3/d.
El ranking de los primeros 10 productores del fluido en el país lo cierra la mexicana Vista Oil & Gas, que anotó una baja de 24,5%. La empresa de Miguel Galuccio obtuvo 1,36Mm3/d en el primer bimestre en comparación con los 1,80Mm3/d de igual lapso de 2020.
Dentro de esta lista, tan solo dos mostraron un crecimiento en la producción de gas natural durante el inicio de 2021. La que mejor performance tuvo fue Total Austral, con un incremento de 4,93% a 32,3Mm3/d en las áreas que opera, y le siguió Pampa Energía con una suba de 2,82% a 6,06Mm3/d en los bloques en los que está a cargo de la perforación.
Otras compañías que mostraron un crecimiento en su producción local de gas natural fueron la local Oilstone (7,83%), Shell (31,49%) y la británica President Energy (127%).
NUEVA REGULACIÓN
Para mejorar la situación de la industria, la Secretaría de Energía planea acelerar el lanzamiento de una nueva ley de hidrocarburos, que enviará al Congreso para tratar de incentivar la inversión en la exploración y producción local de gas y petróleo.
“Debemos construir una herramienta legislativa que permita atraer [al país] las inversiones necesarias para hacer lo que se debe hacer ahora que tenemos claro cuál es el horizonte y que genere confianza en la industria”, afirmó Martínez en un comunicado.
“Para lograr los objetivos que nos planteó el presidente [Alberto Fernández], es fundamental que la ley de promoción de inversiones en hidrocarburos otorgue un marco de previsibilidad, reglas claras y estables, como ya hemos hecho cuando pusimos en marcha el Plan Gas.Ar como herramienta central del desarrollo de la producción de gas natural argentino”, sostuvo.
Para esta norma, la Secretaría de Energía analiza incluir un sistema de promoción para las ventas al exterior de gas natural durante todo el año con la posibilidad de incluir restricciones durante los meses invernales del hemisferio sur, que son los de mayor consumo local (de mayo a septiembre), como informó BNamericas.
A su vez, busca sumar beneficios impositivos y la habilitación especial para acceder a la compra de dólares en el mercado oficial y la libertad de girar dividendos y el pago de créditos al exterior para aquellas empresas que realicen inversiones en moneda extranjera en el país.
“Se habla de una nueva ley que blinde al sector petrolero de la macroeconomía, ya que el sector tiene la capacidad de generar divisas y actividad. Así, la industria podría gozar de beneficios en relación con el flujo de divisas internacional. Suena difícil en este contexto político electoral y de recesión y crisis. Pero nunca se sabe, una vez estaríamos ante un ‘atalo con alambre’ que tanto conocemos”, señaló Dreizzen.
Al respecto, agregó: “Es una tendencia que hay y su éxito dependerá de la regulación que tenga ese mercado. Haber dimensionado un buen CAPEX, los riesgos de PPA y apostar a rentabilidades que sean atractivas para los inversores”.
