La producción petrolera mendocina se hunde

La extracción de crudo cae. A pesar del leve repunte del año pasado, no se vislumbra un escenario de recuperación con vistas a 2017.

Por Cecilia Zabala 




La extracción de crudo de los
yacimientos ubicados en Mendoza no da señales de repunte. Los datos oficiales
siguen marcando una tendencia hacia la baja, en consonancia con los resultados
a nivel nacional. Y se espera que el 2016 cierre con menos producción que el
año anterior.



El leve repunte registrado en 2015 no
se repetiría, al menos eso es lo que muestran los resultados del primer
semestre de este año, proporcionados por el Ministerio de Economía,
Infraestructura y Energía.



Si bien en la última década la
producción petrolera a nivel nacional cayó, los resultados del año anterior
mostraron algunos signos de mejoría, impulsados principalmente por el subsidio
del Estado Nacional para mantener un precio superior al del mercado
internacional, con el objetivo de que Argentina siguiera produciendo, en un
contexto de una balanza comercial completamente desequilibrada. Esto generó
algunas inversiones en un contexto mundial adverso para el sector. 



El cierre de 2015 mostró en Mendoza
un leve repunte, mientras que a nivel nacional solo significó una merma en la
baja, que venía siendo del 2,5% anual, para pasar a un 1,5%. En la provincia
esto apenas significó un magro repunte, produciendo apenas 16.000 metros
cúbicos más en 2015 que en 2014.



A pesar de que en términos generales
la suba fue poco significativa, al menos cortó la tendencia a la baja que se
venía sosteniendo desde hacía varios años. Si analizamos la extracción
petrolera desde el año 2009, vemos que en todos los períodos (salvo 2015) el
cierre fue a la baja.



Así, en cinco años Mendoza perdió
unos cinco millones de metros cúbicos de crudo, un millón menos por año en
promedio. Y el panorama que se vislumbra muestra la continuidad de esa baja.



De acuerdo a las estimaciones del
Ministerio de Economía, Infraestructura y Energía, este año cerrará con una
producción petrolera de menos de 30 millones de metros cúbicos, casi un millón
menos que el año anterior. Lo que marca el descenso continuo, con excepción del
año anterior.



Los datos del primer semestre dan
cuenta de la baja: en enero de este año se registró la menor producción de los
últimos 8 años, lo mismo ocurrió en marzo, mayo (cuando la baja en la
comparación con el mismo mes del año pasado dio el resultado negativo más
fuerte) y junio. Solo en febrero y abril se registró una leve suba en relación
a los mismos meses de los años anteriores. 



En los cierres anuales, 2009 mostró
una producción de 35.032.035 m3, en 2010 bajó a 34.199.238 m3, en 2011 pasó a
32.115.877, mientras que en 2012 fue de 31.968.601 m3. En 2013 alcanzó los
31.332.936, en 2014 se extrajeron 30.881.212 m3 de crudo y en 2015 se llegó a
los 30.897.750. Así, se ve claramente la tendencia en baja, siendo el 2011 el
año con caída más abrupta.



Mientras tanto, este 2016 acumula una
extracción de 14.878.424 m3, con datos acumulados al mes de junio. Así, se
proyecta cerrar el año con una leve baja en relación al total de 2015. 



“Hay que tener en cuenta que
anualmente, en el campo normal, un yacimiento pierde el 2% de su posibilidad de
sacar petróleo”, explicó el director de Hidrocarburos, Santiago Fernández.



De todas maneras “hay algunas
cuestiones adicionales que impactan directamente en la merma de la producción,
como el precio del petróleo y los costos de extracción. A veces el contexto
lleva a algunas empresas a dejar de producir a pesar de las posibilidades del
yacimiento porque los números no cierran y la balanza se inclina más por los
gastos que por las ganancias”, agregó.



Y explicó cuál es el factor clave que
revierte la tendencia negativa: “Las nuevas inversiones”. Este elemento es
sustancial y por eso los nuevos jugadores impactan de lleno en el nivel de
producción. Y lo que está faltando en Mendoza son nuevos jugadores que quieran
invertir, como tampoco están haciendo mucho más las empresas que ya tienen
áreas en explotación.



 



Tendencia nacional



La situación de Mendoza se enmarca
perfectamente en el contexto nacional, en el que después de una baja sostenida
desde 2002, el año pasado la extracción de crudo se mantuvo prácticamente
igual al año 2014, con más de 550.000 barriles por día promedio de producción.



Desde el 2002, la producción de crudo en
Argentina declinó a una tasa promedio del 2,5% anual.



De acuerdo con el informe publicado en 2013 del “Statistical
Review of World Energy”, el principal relevamiento de la industria
hidrocarburífera en todo el planeta que anualmente elabora BP, en 2012 el
país obtuvo unos 664.000 barriles de petróleo por día (bp/d), es decir
alrededor de un 0,8% de la producción mundial (86.152.000 bp/d). Se trata de
una caída de un 4,7% en términos anuales (teniendo en cuenta los 697.000
barriles por día de 2011) y de un 26,1% con respecto a 2002 (899.000 bp/d).



Según los casos evaluados por la petrolera
británica BP en América Central y Sudamérica, la oferta petrolera argentina fue
la segunda que más se contrajo (la de Trinidad & Tobago descendió un 13,7%)
y la que más retrocedió durante la última década (tan sólo Venezuela registró
un declive del 7,5% en ese período).



En sentido inverso, la explotación petrolera
global se elevó un 2,2% desde los 84.210.000 bp/d de 2011 y lo hizo en un 14,9%
desde los 74.948.000 bp/d de 2002.



En un escenario más optimista, cabe decir que la
producción Argentina frenó su merma en 2015, con YPF como uno de los
principales motores de esta recuperación. Su extracción de petróleo aumentó
4,4% en 2015, superando los 233.000 bp/d. De esta manera, alcanzó una cuota de
mercado de 42,4%. También Pan American Energy (PAE) logró incrementar su
producción de hidrocarburos: 5% en el caso del crudo, con una cuota de mercado
de 19,3%, y 15,9% en el caso del gas natural, con una cuota de mercado de 12,8%
pero lejos del segundo lugar que ostenta Total Austral. Ésta última, por el
contrario, achicó su producción de gas 4,3% y de crudo 9,3%. Mientras que
Petrobras tuvo un retroceso de su producción, tras desprenderse en abril pasado
de 26 áreas en la provincia de Santa Cruz, que implicó una baja de su
producción de crudo del 33,6% y de gas del 19,7%.



Dentro de las 10 primeras productoras de
petróleo, que explican casi el 90% del mercado, también tuvieron retrocesos
Pluspetrol (5%), Sinopec (9,7%), Tecpetrol (4,9%), Chevron (17,7%) y Entre
Lomas (5,6%); por el contrario, CAPSA subió 1,7%.



 



Plan de inversiones de Shell

El presidente
Mauricio Macri mantuvo una reunión con el titular del Comité Ejecutivo de Royal
Dutch Shell, Ben van Beurden, quien le comunicó la decisión de la compañía de
invertir "un promedio de 300 millones de dólares por año en Argentina
hasta 2020, incluyendo las actividades de exploración y producción, y de
refinación, distribución y comercialización" de hidrocarburos.



La entrevista se
produjo en el marco "de un viaje regional de negocios", informó Shell
Argentina, y se detalló que "la reunión sirvió para continuar con el
dialogo iniciado en el Foro Económico Mundial de Davos en enero de este
año".



A través de un
comunicado, la empresa destacó que van Beurden se refirió "al desafío
global de colaboración público/privada para alcanzar soluciones energéticas más
diversas y limpias".



La compañía
destacó que Macri y van Beurden "abordaron el tema de las inversiones
futuras en el país, incluyendo el desarrollo de (reservorios no convencionales
en) Vaca Muerta (Neuquén) como parte de la estrategia global de Royal Dutch
Shell".