El presidente del Instituto Argentino del Petróleo y del Gas, ingeniero Ernesto López Anadón, afirmó que “la industria en los últimos años ha sufrido una carga impositiva del 18% en las provincias”, y atribuyó ello –en parte— a la declinación de la actividad. Lo hizo durante la celebración local del 60 Aniversario del IAPG, en el marco de una conferencia a su cargo en el aula magna de la Universidad Nacional de la Patagonia.
COSTOS
El directivo hacía así referencia a los efectos derivados de la “ley corta” de los hidrocarburos, que elevó de 12% a 15 % las regalías petroleras para la zona productora, y a ello le sumó el 3% del impuesto a los Ingresos Brutos, tributo característico de las provincias a todas las actividades productivas.
Ante un auditorio colmado de actores de la industria, profesionales, docentes y estudiantes de la casa de altos estudios, López Anadón refirió que “la cuenca del golfo San Jorge tiene algunas características que hacen repensar cómo queremos seguir hacia adelante. Desde 2015 hemos tenido una declinación muy marcada en los pozos en producción efectiva. Hay cerca de 2500/600 pozos que se han parado porque han pasado el límite de economía, no es posible seguir bombeando para lo que se saca de petróleo y la cantidad de agua que tienen”.
Afirmó luego el titular del IAPG que “en gas también es importante la declinación, a pesar que se han punzado capas con gas, en pozos que ya estaban en producción”.
Más adelante abogó por una férrea mejora en “el cómo se manejan los costos en la industria; hoy –dijo— el costo por metro perforado, dividido la producción por su vida útil, la amortización, es una ecuación que está dando un saldo negativo”, ya que el costo operativo –particularmente de la energía—es muy alto por la cantidad de agua.
IMPUESTOS
López Anadón consideró genéricamente como “impuestos”, el mix de la tasa de ingresos brutos provincial, con la liquidación de regalías a la zona productiva de los recursos naturales no renovables; con lo que llevó a 18 por ciento la proporción deducible del negocio de las operadoras. Es que –afirmó—“sacando del precio que uno tiene del crudo, eso impacta directamente sobre el precio, como un costo…”
Lamentó que “entre 2008 y 2016 los costos de inversión en el pozo aumentaron un 70% y el precio -acotó— siempre estuvo por debajo del nivel internacional”; con ello hacía referencia a que desde 2003 se mantuvo el mecanismo del ‘barril criollo’ puesto en vigencia durante la breve Presidencia de Eduardo Duhalde. “Los últimos 14 años estuvo por debajo del costo internacional”, enfatizó al respecto.
Abonando tal razonamiento, el ejecutivo reflexionó luego: “Esa fue una política de gobierno, pero lo que pasó con la producción y los pozos fue el crecimiento permanente de los costos, y el precio no. En el resto del mundo, el precio igual cayó, pero la producción como en EE.UU. sigue en aumento: porque a medida que los precios bajaban, tuvieron la virtud de poder bajar los costos; los días de perforación; el costo por metro cúbico…
En términos generales, el país del norte logró bajar los costos de producción a niveles muy inferiores a los anteriores, y eso les permite con 40 dólares por barril y 2,5 por Mm3 btu, tener un saldo positivo, ganancioso”, describió López Anadón; afirmando que además allá han sabido mantener en el tiempo esa eficiencia en los costos de inversión y en tiempo de perforación.
RECUPERO
“La cuenca hoy en día tiene un recupero que anda en el orden del 18 por ciento, lo que es muy bajo a niveles internacionales. En otros lugares andan en 25 a 30%, dependiendo de la característica del yacimiento”, ejemplificó más adelante el experto y se preguntó: “¿Qué hay que hacer para ir de un lado al otro?: tecnología”.
Detalló en el mismo sentido que esta cuenca tiene elevado corte de agua, del 25 al 27 por ciento, y al respecto opinó: “Hay que aprovecharlo, porque la cuenca tiene instalaciones, cañerías, plantas de inyección, pozos. Habría que empezar a mejorarlos, porque el problema es que en la recuperación asistida, se puede obtener en dos o tres años la mejora de los pozos. Si no podemos trabajar la eficiencia en los costos de operación e inversión, muy difícilmente podremos conseguir este tipo de inversiones para mejorar”, sentenció luego.
Más adelante sostuvo que “no deben descartarse acá los recursos no convencionales” al considerar que se han hecho “algunas experiencias interesantes buscando formaciones para fracturar, y creo que si logramos salir del círculo vicioso, porque los costos no lo permiten, hay que intentarlo”, añadió.
“Es hora que pensemos que en convencional, San Jorge tiene una masa enorme, mayoritaria en el país, creo que debe retomar ese impulso para lograr su eficiencia mayor. Hay que mejorar la ecuación económica, nueva tecnología, planes operativos novedosos, mejorar la provisión energética, buscando costos más eficientes”, aconsejó luego y, en particular, ante consultas puntuales de los asistentes a la conferencia universitaria.
“Hay que mirar distintas fórmulas que puedan ayudar a que esto sea posible. Ya hay algún acuerdo incipiente que puede ayudar a mejorar el esquema. Lo importante es entender que el tema de la producción del golfo, lo tienen que ver la provincia, los municipios, los trabajadores, las empresas; somos todos socios”, aconsejó luego.
PRECIO SOSTÉN
“El precio regulado desde 2003 en adelante castigó al golfo San Jorge. Quedó por encima del precio internacional y eso produce la crisis”, afirmó también el titular del Instituto del Petróleo.
“La industria no quiere precio sostén; la industria prefiere los precios de los mercados. Porque permiten ver los proyectos y compararlos unos con otros. Tenemos que trabajar en nuestra eficiencia interna, trabajar con todos los factores que intervienen para que un pozo sea rentable”, recomendó en ese sentido.
Y postuló luego que “la economía de escala da muchos beneficios. Con mucha actividad, se genera mucha competencia, muy buenas ideas; uno puede ir mejorando día a día y bajando los costos. Es lo que hizo Estados Unidos con el shale. Trabajaron a modo “fabricación”, cada vez limando más costos e ineficiencias para mejorar precios y productos y sacarlos rápidamente al mercado”.
Finalmente, el ingeniero López Anadón consideró que en tanto el no convencional aquí no sea rentable deberá aprovecharse el enorme mallado de instalaciones de la zona; debe pensarse en recuperación asistida para lograr una recuperada final de entre el 17 al 20 por ciento.
“Sería algo así como haber encontrado un ‘mega yacimiento’. Creo que ese es el camino que debe intentar la industria en el golfo San Jorge”, sentenció.