La cuenca del Golfo San Jorge tendrá por delante una etapa de reconfiguración en la que la recuperación de las inversiones y la reducción de los costos operativos aparecen como factores centrales para sostener la producción petrolera. Así lo planteó Adolfo Storni, gerente general del grupo CAPSA, quien observó -en diálogo con Canal 12- señales de reactivación entre los principales operadores de Chubut, aunque advirtió que todavía queda un amplio margen para recuperar los niveles de actividad de años anteriores.
En una entrevista realizada durante la Expo Industrial de Comodoro Rivadavia, Storni señaló que, después de tocar mínimos de producción e inversión, los cuatro grandes operadores que trabajan en el sector chubutense de la cuenca comenzaron a posicionarse para sostener sus planes de actividad.
“Estamos viendo que hoy los cuatro grandes operadores de la parte de Chubut de la cuenca están posicionándose para poder mantener planes de inversión continuos, con incorporación de equipos que estaban en stand by o no estaban trabajando”, explicó.
Para el ejecutivo, ese movimiento constituye una señal positiva, aunque la recuperación dependerá de que las inversiones logren mantenerse en el tiempo. La producción, sostuvo, está directamente relacionada con el capital que se destina a los yacimientos, las perforaciones, las reparaciones y la incorporación de tecnología.
Storni puso el foco en la evolución de los desembolsos destinados a la actividad hidrocarburífera y advirtió sobre la magnitud de la caída registrada en los últimos diez años.
Según los datos que expuso, Chubut invirtió el año pasado aproximadamente la mitad de lo que destinaba a la actividad una década atrás, mientras que Santa Cruz alcanzó apenas el 15% de aquel nivel, al comparar los montos en dólares sin ajustar por inflación.
“Entonces no podemos esperar resultados de producción récord, extraordinarios, cuando la inversión cayó tanto”, afirmó.
El gerente general de CAPSA explicó que el retroceso responde a una combinación de factores. Entre ellos mencionó los precios internacionales, los cambios de operadores, los conflictos gremiales y las diferencias en el grado de desarrollo de los yacimientos.
También señaló que algunas áreas necesitan avanzar hacia métodos de recuperación secundaria y terciaria para compensar el declive natural de los campos maduros.
A esas dificultades se suma la necesidad de mejorar la eficiencia operativa para que los proyectos puedan seguir siendo rentables cuando el precio internacional del crudo deje de ofrecer condiciones favorables.
El desafío de producir con un barril a US$ 60
Para Storni, uno de los objetivos centrales de la cuenca debe ser prepararse para trabajar con un precio del petróleo cercano a los US$ 60 por barril, aun cuando la coyuntura internacional permita obtener mejores ingresos.
“Hoy la coyuntura es muy buena, pero nadie sabe cuánto va a durar. Hay que aprovechar”, sostuvo.
El ejecutivo remarcó que la competitividad no depende únicamente del precio de venta del crudo. También inciden los costos de extracción, la energía, la logística, los tratamientos, el mantenimiento de las instalaciones y las inversiones necesarias para perforar nuevos pozos.
En ese sentido, planteó una meta gradual para reducir el costo operativo promedio, que ubicó en torno de los US$ 30 por barril.
“Primero hay que llevarlo a 25, después habrá que llevarlo a 20, porque eso es lo que a vos te va a garantizar”, señaló.
A ese costo operativo deben sumarse los gastos de desarrollo, las reparaciones, las regalías y los impuestos nacionales y provinciales. Por eso, explicó, la sostenibilidad de la actividad exige revisar toda la estructura de costos y no solamente el gasto directo de producción.
Recuperación terciaria y cambios en la operación
El gerente de CAPSA sostuvo que los operadores de la cuenca comenzaron a trabajar sobre problemas similares, más allá de las diferencias entre las empresas y la antigüedad de cada una en la región.
Entre las prioridades mencionó el desarrollo de la recuperación terciaria, la mejora de los métodos de recuperación secundaria, la reducción del consumo energético y la adecuación de las dotaciones de personal a los niveles de producción.
A su entender, la coincidencia en el diagnóstico puede contribuir a recomponer la actividad, aunque los resultados dependerán de la capacidad de cada compañía para ejecutar sus planes.
“Hoy creo que los cuatro operadores que están acá del lado de Chubut están trabajando prácticamente los mismos temas”, indicó.
Storni también destacó la importancia de sostener la continuidad de los equipos de perforación y de servicios. Según explicó, la previsibilidad permite que las empresas proveedoras planifiquen sus inversiones, mientras que la estabilidad de la actividad favorece el empleo y el movimiento comercial en las localidades petroleras.
En ese marco, reclamó condiciones que eviten que cada cambio en el precio internacional se traduzca en una interrupción de los trabajos.
“Tenemos que tener la cuenca preparada para costos bajos, para que las inversiones se mantengan con precios altos, con precios bajos y eso genere la continuidad en el empleo, en la utilización de equipos y en todos los insumos que hacen falta en un pozo nuevo”, afirmó.
Incentivos y condiciones para invertir
Storni consideró que se avanzó en algunas medidas que pueden favorecer la actividad. Entre ellas mencionó el esquema de derechos de exportación para el petróleo, con eliminación de retenciones por debajo de determinado precio y un sistema variable para valores superiores, además de la eliminación de derechos de importación para los polímeros utilizados en proyectos de recuperación terciaria.
Estas últimas medidas, señaló, pueden contribuir a reducir costos y facilitar inversiones en tecnologías destinadas a mejorar el rendimiento de los yacimientos.
Sin embargo, insistió en que la responsabilidad de generar condiciones estables no corresponde exclusivamente al Gobierno nacional o a la provincia. También involucra a los operadores, los proveedores y los sindicatos.
El objetivo, según su planteo, es evitar la volatilidad de los planes de inversión y permitir que los equipos incorporados a una operación permanezcan activos durante varios años.
Hidrógeno verde
Consultado sobre el futuro del hidrógeno verde, Storni consideró que el sector todavía enfrenta obstáculos económicos y logísticos que impiden proyectar un desarrollo masivo en el corto plazo.
“No hay un mercado de hidrógeno verde”, afirmó. Según explicó, los precios que necesitarían los productores para hacer rentables los proyectos todavía no coinciden con lo que los potenciales compradores están dispuestos a pagar.
A esa dificultad se suma la falta de infraestructura para transportar y comercializar el combustible. El ejecutivo señaló que una iniciativa de esa escala requiere inversiones muy elevadas y contratos que aseguren una demanda suficiente.
“Vos tenés que tener un precio retributivo para poder producir y exportar. Y hoy no, eso no está”, sostuvo.
Storni mencionó como antecedente el proyecto piloto de hidrógeno verde de CAPSA, que utiliza el producto generado para mezclarlo con gas y abastecer de energía a su propia operación hidrocarburífera. Es decir, por ahora, el desarrollo está destinado al consumo interno y no a la exportación a gran escala.
El ejecutivo aclaró que considera que el hidrógeno verde llegará a tener un papel en la matriz energética, pero advirtió que todavía es necesario avanzar en las condiciones macroeconómicas, la logística y la consolidación de la demanda.
“Hay que convencer a nuestros clientes de que tienen que pagar el doble de lo que quieren pagar y después desarrollar una logística que es totalmente distinta y que hoy no existe”, resumió.
