YPF: Ganancias elevadas
y pérdidas en
la refinación

Campos maduros

victoria terzaghi

victoriat@rionegro.com.ar

Mientras la producción de petróleo no convencional, en especial del shale oil de Vaca Muerta, experimenta su mejor momento con tasas de crecimiento interanuales superiores al 50%, la extracción de petróleo convencional continúa en picada y ni siquiera el auge que imprimió al sector el elevado precio internacional del crudo pudo frenar la tendencia declinante.

Campos que años atrás fueron de los más prolíferos del país, muestran no sólo que cada vez es más agua lo que traen a la superficie, sino también que sus rindes antes extraordinarios ahora los asemejan a otros tantos bloques más.

En la Cuenca Neuquina yacimientos como Chihuido de la Sierra Negra, Puesto Hernández o El Trapial, fueron los impulsores del crecimiento acelerado de localidades como Rincón de los Sauces. Una ciudad que antes del boom del crudo convencional era apenas un pueblo y que llegó a duplicar su población durante la década pasada.

Pero hoy esos yacimientos muestran cómo poco a poco la producción decrece y cruzan los dedos para que los programas de recuperación secundaria y terciaria que está lanzado YPF les den un segundo, o tercer, aire.

La tendencia a la contracción de la producción de petróleo convencional es una constante que excede a la Cuenca Neuquina.

De acuerdo a los registros de la Secretaría de Energía de la Nación en los primeros nueve meses del año la cantidad de petróleo convencional que se extrajo de todas las cuencas del país alcanzó una caída del 2,6% en el acumulado anual, con marcadas reducciones en las cuencas Noroeste, Cuyana e incluso apenas se mantuvo en la Cuenca del Golfo San Jorge.

Sólo la Cuenca Austral –con una buena producción proveniente del offshore– y la Cuenca Neuquina –impulsada por el shale y el tight– lograron arrojar resultados positivos de alto impacto. La producción de shale oil fue la que más creció a razón del 68,2% entre septiembre de 2017 y 2018, y junto a un alza del 19,4% del tight en el mismo período, elevó la producción general de crudo no convencional en un 59,9%.

Esta suba fue la que terminó explicando porqué la producción nacional de crudo logró cerrar el mes con un alza del 3%, dado que el crudo no convencional pasó de representar el 11,9% del total del petróleo del país a alcanzar en este año 14,8%.

En agosto los registros del ministerio de Energía de Neuquén revelaron que por primera vez en la provincia la producción de crudo no convencional superó a del histórico convencional.

La esperanza de YPF

En la presentación de los resultados del tercer trimestre que realizó el viernes YPF, la petrolera de mayoría estatal reveló que su producción de los campos convencionales cayó un 8,5% en comparación con el mismo trimestre del año pasado.

La contracción representó 35.400 barriles equivalentes menos por día, y si bien se detalló que ese valor incluye el cierre forzoso de pozos gasíferos, también se advirtió que los planes de recuperación en crudo solo lograron aportar 800 barriles equivalentes diarios, y elevar la producción primaria en otros 7.500 barriles diarios.

De acuerdo a los registros de la Secretaría de Energía de la Nación la producción de yacimientos históricos de YPF como son Puesto Hernández y Chihuido de la Sierra Negra muestra caídas cercanas al 10%, pero que se elevan en casos como El Portón al 27%.

Los reportes de producción muestran que por ejemplo en Chihuido de la Sierra Negra se extrajeron en septiembre 24.141 metros cúbicos, algo así como 5.000 barriles por día, cuando en el mismo mes del año pasado habían sido 27.239 metros cúbicos, es decir cerca de 5.700 barriles diarios.

En Puesto Hernández la situación no es muy diferente. Entre 2017 y 2018 la producción cayó en unos 730 barriles diarios, para ser de 6.700 barriles equivales por día, casi un tercio menos que los 9.300 barriles que se extraían por día en 2015.

El segundo aire para estos bloques maduros está dentro del nuevo plan quinquenal de la operadora que contempla reducir en dos tercios el nivel de declinamiento promedio de los yacimientos.

El vicepresidente de Upstream, Pablo Bizzotto, fue quien detalló que se busca pasar de un promedio de declino del 14% por año, a sólo un 5% para el 2023, a través de un programa que replique las experiencias exitosas que se han obtenido en recuperación secundaria y terciaria.

“Hemos hecho dos proyectos y los resultados son muy buenos por lo que decidimos adquirir 20 nuevas plantas modulares que instalaremos en el próximo año para campos que hoy están en recuperación secundaria con polímeros”, indicó Bizzotto.

Pero además la firma también apuesta a realizar un importante despliegue de tecnología en los campos maduros, como es el caso de Comodoro Rivadavia en donde ya se inauguró la primera sala de monitoreo para pulling, que se replicará en breve en Las Heras.

La operadora de mayoría estatal busca montar veinte plantas modulares de polímeros para incrementar la actividad en los campos maduros.

“Reducir la declinación del 14 al 5% es un esfuerzo enorme pero es lo que nos va a permitir crecer y apoyar el no convencional”,

sostuvo Pablo Bizzotto durante la presentación de los lineamientos.

La petrolera de mayoría estatal YPF detalló en su presentación de resultado del tercer trimestre del año ante la Bolsa de Comercio de Buenos Aires que registró ganancias por 13.207 millones de pesos a pesar de registrar una menor producción de crudo y una marcada pérdida en el segmento del downstream.

El elevado nivel de ganancias encuentra sus principales explicaciones en el incremento del precio de los combustibles, el incremento de los volúmenes comercializados y la tenencia de sus activos en dólares, en un escenario de devaluación del peso.

Este buen resultado neto se da a pesar de que en lo que hace a la producción la firma registró una caída del 4,3% en comparación con el mismo período del año pasado y del 3,2% en lo que va del año. En esa contracción la operadora señaló por un lado el efecto del parate de la planta separadora de gases Mega y las restricciones en la extracción de gas producto de la caída de la demanda interna del país.

Si bien los precios de los combustibles se convirtieron en los últimos meses en el ojo de la tormenta de las críticas cotidianas, la operadora reveló que en el segmento del downstream –es decir la refinación y venta de combustibles– el trimestre arrojó una pérdida de 908 millones de pesos.

Esto se debe en buena medida a que recién este mes los combustibles alcanzaron con su precio la paridad de importación que fija como parámetro la compañía, por lo que durante el trimestre fueron acumulando pérdidas por ese desfase.

En Neuquén

En números

A lo largo del año el precio del Brent de referencia para el país llegó a apreciarse hasta un 40% y superar la barrera de los 80 u$s.

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