Al hacer un balance de la producción petrolera en 2022 en la cuenca del Golfo San Jorge, se constata que la curva de declino se morigeró. Incluso algunos meses terminaron con saldo positivo respecto del anterior.

Pero un análisis más fino sobre la producción da cuenta de que la realidad es mucho menos optimista.

En pleno proceso de ebullición por la decisión de algunas empresas de servicios especiales de mudar sus equipos a Vaca Muerta, la cuenca del Golfo San Jorge no encuentra piso. La caída de la actividad en las últimas semanas se profundizó y encendió las alertas. Pero más allá de la polémica por la insólita puja que se presentó con el yacimiento neuquino, al analizar los números de producción, existe una realidad más clara que debe ser considerada.

Los buenos números a los que se refirió el gobernador Mariano Arcioni y que destacaron desde Nación sobre la “recuperación” de San Jorge omiten una verdad de fondo que sigue siendo preocupante: la producción primaria sigue en caída y su declino ha sido constante en los últimos cuatro años, al menos.

La producción en positivo de los últimos meses del 2022 se explican por la fuerte apuesta a la recuperación secundaria y terciaria, como la aplicación de polímeros que llevó, por ejemplo a Diadema, a una producción récord.

Perdurar vs. crecer

César Herrera, docente e investigador de la Universidad Nacional de la Patagonia San Juan Bosco (UNPSJB), habló sobre la realidad de la Cuenca. En una entrevista brindada a La Mañana de Neuquén, sostuvo que la región hoy busca “que el convencional se sostenga, tal cual como sucedió en los últimos años”.

Recordó que el descubrimiento del no convencional ocurrió en el año 2010 y que las inversiones en Vaca Muerta comenzaron a darse a partir de 2013. Pasaron casi ocho años antes de que los resultados comenzaran a darse. A fines de 2020 la Cuenca Neuquina despegó y la producción hidrocarburífera se disparó de manera extraordinaria.

Herrera es, también, miembro del Observatorio de Economía de la UNPSJB y marcó que el año pasado, mientras la Cuenca del Golfo San Jorge recibió USD 1.564 millones, la Neuquina obtuvo fondos por USD 5.501 millones.

Un dato positivo para el especialista es que, después de más de cuatro años, en la región del sur de Chubut y norte de Santa Cruz, vuelven a realizarse proyectos de exploración.

“Tanto Pan American Energy en la parte sur de Chubut como Sinopec en la parte norte de Santa Cruz han hecho exploración y eso nos trae buenas noticias” afirmó, y remarcó que “desde hace cuatro años aproximadamente que hay un declino muy fuerte en la extracción primaria” y eso se relaciona, en forma directa, con la falta de exploración para lograr nuevos pozos de explotación.

Inversiones

La producción se mantuvo cuasi estable, por la fuerte inversión que distintas operadoras realizaron en recuperación secundaria y terciaria, desde hace casi una década.

Para este año la región recibirá unos USD 1.300 millones en Chubut y otros USD 700 millones en Santa Cruz.

“Tenemos las reservas de convencional más grandes de Argentina superiores a los 200 millones de m3”, sostuvo Herrera. Algo que “da un horizonte de 14 o 15 años de acuerdo al nivel de extracción que estamos teniendo cerca de 11 millones de m3/año”.

Pero, de no mediar nuevos desarrollos (como en la D-129), temen que no habrá forma de mejorar el nivel de inversiones en la región ni extender la línea de tiempo de la explotación