No es que haya descubierto un gran reservorio de fluido. Tampoco que haya desarrollado agresivamente sus campos gasíferos para sumar nuevos volúmenes de gas. A Total Austral le alcanzó con mantener su producción en el promedio de los últimos dos años. Con eso logró desbancar a YPF de la cima del ranking de mayores productores del hidrocarburo, un hecho inédito en la historia de la industria petrolera local.
Sí es verdad que la petrolera francesa incorporó tecnología de avanzada para morigerar la declinación de sus yacimientos más maduros. Prueba de ello es el pozo ultraprofundo que acaba de perforar en Aguada Pichana, uno de sus principales activos, que ya aporta más de un millón de metros cúbicos diarios (MMm3/día) a la oferta.
También hay que apuntar otro dato: entre las productoras gasíferas, YPF está entre las más afectadas por los paros petroleros de los últimos meses, que disminuyeron su producción.
En rigor, la producción de gas de Total no varió en el último año. En agosto obtuvo 36.374 MMm3/día del combustible (un 28% del total), casi lo mismo que el mismo mes del año pasado (36.491), según datos del Instituto Argentino del Petróleo y del Gas (IAPG).
Lo que en realidad sucedió fue que en 2009 la explotación de gas se redujo fuertemente. El descenso alcanzó un 10% de la producción nacional. Los números de YPF, por caso, cayeron de 39.409 MMm3/día en septiembre de 2008 a 33.388 en agosto de 2009.
La tendencia negativa se repite en la mayoría de los jugadores de la industria: Pan American Energy, el tercero en el ranking, pasó de 18.714 MMm3/día a 17.626, y Petrobras Energía, el cuarto, cambió los 13.145 MMm3/día del año pasado por los 10.070 actuales.
Total fue una de las pocas excepciones. Compensó la baja de sus campos Aguada Pichana, que perdió un 17% de su extracción en el comparativo interanual, y San Roque (cayó un 6% para obtener en agosto 10.903 MMm3/día), con la mejora de la performance de la Cuenca Marina Austral, donde explota los yacimientos off shore Carina y Aries, sus activos más cotizados. Allí produjo 14.336 MMm3/día, un 21% más que en 2008, siempre según números oficiales.
Caída de los grandes
En agosto se extrajeron en el país 129,5 MMm3/día de gas natural, un 10% menos que durante el mismo mes del año pasado (144,3 MMm3), según las últimas estadísticas publicadas por el IAPG.
La producción de gas atraviesa desde 2005 una meseta decreciente (pierde a raíz de 2 puntos por año). La declinación natural de los mayores yacimientos del país y el menor ritmo de perforación de nuevos pozos (las petroleras argumentan que los precios locales no incentivan el desarrollo de los campos) explican el fenómeno.
Sin embargo, la fuerte retracción registrada en agosto obedece a factores coyunturales. “El paro realizado durante ese mes por el sindicato petrolero de Santa Cruz paralizó la producción provincial, lo que provocó una importante caída en los índices nacionales. YPF fue una de las que más sufrió las consecuencias de la medida de fuerza (que se extendió por 21 días), dado que es una de las principales operadoras de la zona”, indicaron desde la ex petrolera estatal.
Aun así, los pronósticos a futuro no son demasiado alentadores. Sobre todo por el progresivo menor rendimiento de los grandes reservorios gasíferos, que llevan más de tres décadas en explotación. Detrás de Loma La Lata, el gigantesco campo descubierto por YPF en la década del ’60, se encolumnan otros depósitos senior, como Aguada Pichana, Agua del Cajón (operado por Capex) y Centenario (Pluspetrol).
Los cuatro yacimientos representan una buena parte del fluido que aporta la Cuenca Neuquina, alrededor de 67 MMm3/día; es decir, un 51% del total nacional.
Tamaña preocupación deben tener, entonces, las autoridades neuquinas al constatar que su póquer gasífero empieza a dar muestras evidentes de declinación de sus recursos. “Por primera vez desde que inició su explotación Aguada Pichana está perdiendo producción. Lo mismo sucede con Centenario. La tendencia decreciente se completa con la reacción de Loma La Lata, Agua del Cajón y El Portón”, señaló Daniel Gerold, consultor en temas energéticos, durante un seminario organizado en septiembre.
Según sus cálculos, para frenar la caída es necesario radicar grandes inversiones. Por cada MMm3/día que se pretenda agregar a la oferta habrá que invertir u$s 180 millones, precisó. Es decir, para incorporar 10 MMm3/día será necesario desembolsar, al menos,
u$s 1.800 millones.
Fuente:inversor energético y minero.
