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Con la activación de equipos se recupera la producción, por Irene Stur

En forma lenta pero firme, 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 sufrieron 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 llegaron a ventas irrisorias en precios negativos para lograr mantener la capacidad de almacenamiento y evitar paralizar los pozos activos.

En un informe de Irene Stur, publicado por La Opinión Austral, se da cuenta de que de enero a octubre, según los Reportes de Producción que publica la Secretaría de Energía, en Santa Cruz la producción global de crudo retrocedió un 16,01%.

Según los datos provinciales, también existe una caída de la producción, pero levemente inferior, ubicándose en el 13%. Estos 3 puntos de diferencia se explica, primordialmente, en aplicaciones técnicas, entre ambos registros.

De todas formas, existe amplia coincidencia en la curva y tendencia que demuestra que la producción crece 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 extrajeron 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.

Desde enero se observó una caída casi consecutiva hasta el mes de agosto. Desde allí comenzó a crecer. En este punto es importante recordar que en la producción petrolera ni la baja ni la recuperación se dan de manera abrupta, salvo por causas extremas.

Proyecciones

A la hora de trazar los escenarios futuros, los actores no sólo miran el escenario actual sino también como 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 hace prever 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, a los USD 47, en los futuros a Febrero del 2021, con picos de más de USD 49.

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.

Lo que redundará en una profundización de la reactivación de los yacimientos que se viene dando, por caso en Santa Cruz, de manera paulatina desde hace unos meses.

Puesta en marcha

La mayoría de las principales productoras que operan en Santa Cruz volvieron a poner en marcha los equipos de perforación.

En ese marco, Sinopec, ya en junio, la empresa anunciaba la decisión de poner en actividad a 2 equipos de Pulling y otros 2 de Flush By, lo que concretó en el mes de julio, con el objetivo de «superar el difícil momento superado por la pandemia de Covid-19».

Estos equipos de torre fueron destinados a realizar tareas de reparación en los pozos petroleros más productivos. La petrolera estimaba que, con estas acciones se podría recuperar entre 70 y 80 m3/d en el primer mes.

Entre setiembre 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 y el último comenzará a funcionar en los próximos días.

Al igual que la petrolera de capitales chinos, YPF y CGC también hicieron lo propio. En el caso de la compañía estatal, principal productora en Santa Cruz, en el mes de julio anunció una progresiva suba de un total de 22 equipos, la que, también se va cumpliendo de manera gradual.

Exportación

La merma de consumo en el mercado interno durante una parte importante del año, provocó una disponibilidad de stock que llevó a las empresas, que se buscó colocar en el exterior.

Entre abril y mayo fue por una necesidad neta de “liberar” espacio en las plantas de almacenamiento, pero a partir de ahí, la reactivación económica en el verano europeo trajo una mejora en los valores del petróleo a nivel internacional que llevó a las empresas, con una venta achatada hacia adentro del país, a exportar todo lo que se pudiera.

De esta manera, la venta de crudo al exterior en el primer semestre del año creció un 33% respecto de igual período del 2019. 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 que, desde 2013, no hacía. A setiembre 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 últimos 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 tanto, en el convencional, Cuenca Austral tuvo  exportaciones por 206.844,3 metros cúbicos. Las mayores operaciones correspondieron a CGC, con 142.559,6 m3 e YPF, con 60.695 m3.

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