Chubut sigue afrontando problemas financieros de manera constante y para resolverlos acude al endeudamiento en pesos y en dólares, mientras en paralelo desperdicia la oportunidad que ofrece la suba del precio del crudo. El gobierno provincial podría incrementar notablemente sus ingresos por regalías petroleras, mucho más de lo que subieron en lo que ve del año; pero el Estado se niega a fijar pautas de producción a las operadoras y frente al avance arrollador de Vaca Muerta el panorama se torna aún más sombrío. Mientras mantienen la producción chubutense pisada y en baja, las petroleras se ilusionan cautelosamente con poner en marcha el fracking en la provincia a partir de la explotación de la formación no convencional conocida como D-129. El fracking en Chubut parece entroncarse con la baja productiva convencional, la asociación del estado provincial y la puesta en marcha de una ley que vuelve a beneficiar a las petroleras con menos regalías para la explotación de los no convencionales.
La provincia de Chubut se encuentra ante un complejo dilema en materia petrolera. Por un lado, decrece la producción de crudo Escalante, que ya lleva casi tres años por debajo de los niveles del 2019. Por el otro, las regalías petroleras en dólares comenzaron a subir a finales de 2021 como consecuencia de la suba del precio internacional; pero el Estado provincial está perdiendo la oportunidad de incrementar notablemente el cobro de regalías.
Chubut dejó completamente en manos del capital privado el manejo de los recursos naturales hidrocarburíferos, lo que se ahondó desde la firma de la renegociación anticipada de Cerro Dragón con Pan American Energy en tiempos de Mario Das Neves durante en 2007 y por 40 años.
Hoy las petroleras deciden sus propios ritmos productivos y vuelcan la mayor parte de sus proyectos de inversión hacia Vaca Muerta donde tienen subsidios estatales y altos precios internacionales para desarrollar su expansión en los no convencionales neuquinos.
Desde finales de 2019 la producción petrolera chubutense viene estancada y a la baja como producto de la decisión tomada por las propias operadoras, más allá del impacto que generó la pandemia durante 2020. Una vez superadas las restricciones y los cimbronazos generados por el COVID el panorama se fue profundizando en detrimento de la provincia.
Si se observa el devenir extractivo de los yacimientos chubutenses se puede detectar que en la actualidad se encuentran por debajo de los niveles pandémicos, y que la tendencia sigue siendo a la baja.
Las regalías suben, pero mucho menos de lo posible
Esa caída pausada de la producción petrolera redunda en la imposibilidad de incrementar considerablemente las regalías petroleras en tiempos de altos precios del crudo y devaluación del peso.
Las regalías en dólares cobradas por la provincia se mantuvieron debajo de los niveles de diciembre de 2019 hasta junio de 2021, y luego se estancaron hasta diciembre del año pasado.
Cuando estalló la guerra de Rusia con Ucrania y se dispararon todos los precios internacionales, incluidos los del petróleo, los cobros por regalías en dólares comenzaron a romper la barrera de finales de 2019; pero fueron en un nivel fluctuante y de estancamiento hasta la actualidad.
En el pasado mes de septiembre nuevamente volvieron a caer de manera brusca ya que la provincia solamente recaudó 36,9 millones de dólares, mientras que en agosto había recaudado 40,6 millones. Comparados con los 31,1 millones de regalías que ingresaron a Chubut en septiembre de 2021 el incremento fue de 18,6% como consecuencia de una suba interanual de 5,7 millones de dólares.
En 2019 se promediaron 4,5 millones de barriles mensuales de producción en los yacimientos de la provincia, pero en lo que va de este año la contracción hizo que el promedio mensual baje a 4,2 millones de barriles.
Con un crudo Escalante que cotiza en promedio en los primeros nueve meses del año a 77 dólares, la provincia dejó de recaudar por 300 mil barriles en cada mes, lo que totaliza cerca de 5 millones de dólares en regalías no cobradas por la merma productiva interanual.
Si se compara el período comprendido entre enero y septiembre de este año con el de 2019 la retracción en la producción fue de 3,1 millones de barriles, que representaron 31,7 millones de dólares menos por regalías para las arcas de la provincia.
Cuando se efectúan las conversiones a pesos, según el tipo de cambio oficial, los recursos que pierde la provincia se agrandan en proporciones relevantes.
Chubut se ha beneficiado en el cobro de regalías por la suba del precio del barril Escalante -de 60 dólares en diciembre de 2019 a 75 dólares en la actualidad- y por la devaluación del peso -que pasó de 59,9 pesos por dólar en diciembre de 2019 a 143,6 pesos en septiembre de 2022 -; pero así todo se viene perdiendo una suculenta tajada de recaudación.
En este 2022 por los 476 mil barriles que se dejaron de producir Chubut dejó de cobrar 502 millones de pesos, pero por los 3,1 millones de barriles en que decreció la producción desde el 2019 la suma asciende a los 3.334 millones de pesos; casi un cuarto de la masa salarial mensual de los 65.000 trabajadores estatales y jubilados de la provincia.
Mientras que el crudo a precios elevados y la devaluación continúen en franco crecimiento, Chubut seguirá perdiendo recaudación sobre un recurso natural como el petróleo, que además se ve fuertemente impactado por los pagos de la deuda en dólares que se debitan directamente de los ingresos por regalías.
¿El fracking de la D-129 como salvación?
Esta claro que las operadoras no abandonarán Chubut y la Cuenca del Golfo San Jorge, que es la vaca lechera de la Argentina en materia de producción petrolera. Eso sí,
mientras siga habiendo precios altos y subsidios estatales se seguirán inclinando por mudar el fuerte de sus inversiones hacia Vaca Muerta.
En los últimos tiempos se instaló con potencia la idea de desplegar el fracking en Chubut para desarrollar lo que se denomina la formación no convencional D-129. La primera en avanzar en esa dirección fue YPF y luego se sumó Tecpetrol, la petrolera del Grupo Techint.
En la formación D-129 -cuyo nombre proviene de un pozo perforado por la compañía Diadema en 1954 en cercanías de Comodoro Rivadavia, a una profundidad de entre 2.300 y 3.000 metros- se detectó por primera vez en la roca madre aunque nunca más se volvió a intentar su explotación.
Con el boom de Vaca Muerta y el fracking en Estados Unidos, las petroleras volvieron a poner en estos últimos años sobre la mesa la posibilidad de dar rienda suelta a las fracturas en la D-129, que abarcaría casi la totalidad del territorio que involucra a la CGSJ e incluye al norte de Santa Cruz y la porción off shore de la cuenca.
YPF dio el primer paso en 2013 con el pozo Exp-914 ubicado en el yacimiento El Trébol, con una profundidad de 3.591 metros y que atraviesa 363 metros de la formación D-129.
Ese intento de la petrolera con mayaría accionaria estatal quedó frenado por un amparo judicial presentado por el fallecido dirigente social Marcelino Pintihueque, quien denunció la afectación de los acuíferos y la ausencia de consulta a las comunidades originarias.
El referente mapuche había interpuesto un amparo por dos perforaciones efectuadas por YPF en Chubut y había conseguido un freno judicial en 2013 al avance de la extracción de crudo a través de la fractura hidráulica en El Trébol. En 2014 también había impedido judicialmente el fracking en el yacimiento La Greta ubicado en Río Mayo.
Avances del fracking en Chubut y PAE a todo vapor
Hoy en día casi todas las petroleras que operan en la CGSJ están buscando hidrocarburos no convencionales en la D-129, desde YPF y Tecpetrol y pasando por PAE, CAPSA, CAPEX y la propia petrolera estatal chubutense Petrominera, que desde 2015 se asoció a los Bulgheroni para analizar la factibilidad comercial de la Vaca Muerta chubutense.
La petrolera de bandera lo hace en Santa Cruz, donde ya se concretó una fractura que arrojó resultados en tight (por la profundidad y características). Los promisorios primeros resultados alentaron la realización de nuevas fracturas hacia fin de año.
En Caleta Olivia, el presidente de YPF Pablo González confirmó en agosto el plan de exploración no convencional en el norte santacruceño. Una de las áreas a explorar está ubicada en inmediaciones de Cañadón Seco.
PAE ha desarrollado un eje de trabajo más sistemático durante varios años, que le ha generado buenos resultados. Sin embargo, ese modelo exploratorio que funcionó bien en determinados lugares no se pudo replicar en otros sectores con el mismo éxito; según publicó La Mañana de Neuquén.
Alejandro López Agriman, VP de Desarrollo de Reservas de PAE, expresó la semana pasada en la Expo Industrial realizada en Comodoro Rivadavia que "Vamos a seguir produciendo en la Cuenca del Golfo San Jorge y continuaremos creciendo en Vaca Muerta, pero también comenzamos a generar energía a partir de energías renovables".
López Agriman informó que Cerro Dragón continuará con el ritmo de actividad de los últimos años y destacó el proyecto de recuperación terciaria en uno de los yacimientos más productivos del país.
"Para este año tenemos un proyecto de captura de dióxido de carbono para reinyectar ese dióxido de carbono en viejos yacimientos en la formación D-129 con el objetivo de reducir la huella de carbono y de mostrar eficientemente una responsabilidad en seguir desarrollando los yacimientos fósiles que necesita el país", afirmó.
"El Oso" de Tecpetrol
Tecpetrol es la empresa que más ha informado sobre nuevos avances. Según la Secretaría de Energía, la compañía encontró gas en la formación, pero hay que esperar los estudios para conocer si es realmente comerciable o no. Estiman que en 6 u 8 meses habrá novedades.
Cuando se tomó conocimiento de los trabajos que realizó Tecpetrol en la D-129 se habló de una "Vaca Muerta 2". Las expectativas eran altas, pero con el paso de los meses un mensaje de cautela se apoderó de la cuenca.
Para la empresa de la familia Rocca, el pozo perforado en El Tordillo en la formación D-129 se denomina "El Oso". "Si todo va bien podría descubrir una segunda Vaca Muerta en Chubut, pero hay que ser cautelosos", aseguró el CEO de la petrolera del Grupo Techint, Ricardo Markous, en diálogo con Energía On del diario Río Negro.
Es que si bien de momento la perforación ha arrojado petróleo bien liviano, del orden de los 47 a 49 grados API, también está devolviendo mucha agua, por lo cual la continuidad del estudio de los rindes será clave para determinar si se trata solo de un hallazgo de hidrocarburos, o si es un descubrimiento con valor comercial, que marque el inicio del primer proyecto no convencional de Chubut.
Esta perforación se realizó hace unos tres meses y medio, a una profundidad de unos 3500 metros, en forma vertical y con una sola fractura en la que se inyectaron grandes cantidades de agua.
Si "El Oso" cumple con su promesa, desde la petrolera ya sueñan más allá. "Dependiendo de cómo nos vaya, se podría hacer un pozo horizontal el año que viene", indicó Markous, quien sin perder la cautela enfatizó que "sería nuestro segundo desarrollo no convencional, esta vez en la Cuenca del Golfo San Jorge".
Problemas operativos y conflictos ambientales para la D-129
A las mencionadas trabas judiciales se le suman otros problemas al posible desarrollo de la formación D-129. Uno de esos problemas se vincula al fuerte movimiento ambientalista y a las comunidades originarias que se oponen al avance del fracking en el país. En Chubut toman una dimensión mayor producto del rechazo a la megaminería que impide avanzar con los proyectos en la Meseta y la Cordillera.
Los constantes temblores que se producen en Neuquén como consecuencia de la velocidad con que avanza Vaca Muerta son una señal de alerta para el fracking en Chubut. Por ahora y más de la acción legal de hace casi una década, el movimiento ambientalista no ha puesto nuevamente en agenda el fracking en la provincia. Nadie podría descartar que ese conflicto estalle en las calles chubutenses.
Por otro lado, surgen las dificultades operativas para desarrollar la D-129 en paralelo a Vaca Muerta. Hoy en día los yacimientos no convencionales neuquinos son el epicentro de los equipos de perforación que realizan las fracturas hidráulicas y los existentes en el país no serían suficientes para afrontar ambos procesos a la vez.
Los equipos de perforación, terminación y de fractura no abundan y se deben importar. Ese es el principal impedimento para profundizar en los proyectos no convencionales más allá de Vaca Muerta.
"Traer todos esos equipos significa mucha plata y, por lo menos hasta que no se haga algo más que sea repartido entre varias operadoras no se va a poder avanzar demasiado. Se podría pensar en un sistema que lo pueda usar PAE (Pan American Energy), YPF y Tecpetrol para que vaya rotando y, así, mantener una determinada actividad. Si no, es muy costoso traer equipamiento para un solo proyecto", analizaron desde la industria en contacto con el diario La Mañana de Neuquén.
¿Una ley petrolera a medida?
El Decreto 278/21, firmado por el gobernador Mariano Arcioni el 21 de abril del 2021, pasó casi desapercibido en el terreno de los hidrocarburos chubutenses y en especial en torno del fracking de la D-129.
Cuando se anunció que se dijo que buscaba potenciar la producción de los yacimientos marginales existentes en la provincia y que quienes encaren esa tarea recibirían beneficios como la reducción de las regalías petroleras en hasta un 50%.
Por aquel entonces nada se mencionó de la D-129 como parte de esos yacimientos marginales a los que se bajarían las regalías a pagar en Chubut.
El ministro de Hidrocarburos de Chubut, Martín Cerdá, explicó recientemente que "a través de un decreto del gobernador Mariano Arcioni el gobierno de Chubut promovió una baja de regalías en áreas que no tenían actividad y ya hemos aprobado cuatro proyectos", uno de los cuales es justamente el que dio con hidrocarburos de D129. Así lo confirmó el diario Río Negro.
"Las empresas que han presentado proyectos en recuperación terciaria fueron YPF y CAPSA-CAPEX, con muy buenos resultados de producción. En el caso de los yacimientos de YPF vienen con un recupero del 12% de ese hidrocarburo que quedó residual, algo similar ocurre con CAPSA", indicó Cerdá.
El ministro sumó que además recibieron "dos proyectos de perforación exploratoria, uno presentado por YPF y otro por Tecpetrol, en donde se van a hacer pozos exploratorios en áreas muy marginales, donde hoy los costos para poder perforar en esas áreas son muy elevados y con la ayuda del decreto se pueden realizar esas inversiones".
Cerdá explicó que el plan de promoción consiste en un descuento del 50% en las regalías que se aportan y "a medida que el operador viene teniendo una mejora de producción, y en base a una curva de producción base, se van escalonando las regalías: produce más, paga un poquito más".
Mientras el ministro enumeró que "YPF ha hecho estudios en D-129 que ha tenido buenos indicios en los primeros estudios y PAE también está haciendo estudios en roca madre, pero todavía en etapa de análisis", advirtió que de ser exitoso el descubrimiento de Tecpetrol el sector se enfrentará a otro cuello de botella como lo es la competencia por los equipos de perforación y fractura.
Lo que se viene en Chubut
Una vez más las petroleras se verían alcanzadas en Chubut por un beneficio extraordinario, al que se le sumarían los incentivos con subsidios estatales para producción no convencional abarcados por los denominados Plan Gas. Si la factibilidad, rentabilidad y operatividad lo posibilitan, el fracking en Chubut tomará un impulso que jamás tuvo hasta ahora.
Además, se deberían sumar las modificaciones a los convenios colectivos de los trabajadores petroleros, convencionales y jerárquicos que se firmaron hace pocos años casi con las mismas características de flexibilización laboral y multiplicidad de tareas que en Vaca Muerta. Allí se produjo el fallecimiento de 11 obreros en tan solo cuatro años, sin contar los 3 que murieron en septiembre durante el incendio de la destilería.
Perspectivas productivas y ambientales volverán a ponerse sobre la mesa con un panorama contradictorio y casi siempre subsidiado con fondos estatales. Los tropiezos de Vaca Muerta parecen estar por repetirse en la misma dimensión en Chubut. Por ahora es una historia incipiente que se comenzó a escribir hace unos años y aún no ha tomado todo el impulso necesario.
