La producción argentina de petróleo mantuvo su tendencia descendente en junio, al registrar una caída de 7,8% con respecto al mismo mes del año pasado, y cerró el semestre con un registro de sólo 13,6 millones de metros cúbicos, un 8% por debajo de lo registrado en enero-junio de 2016, según las estadísticas que procesa el Ministerio de Energía y Minería.

El declive afectó al conjunto de las 35 empresas que operan en la actividad y otras 15 no pasaron de los 10.000 metros cúbicos en el semestre, si bien las dos compañías líderes del negocio -YPF y Pan American Energy- morigeraron la baja general, ya que su producción descendió menos que la del promedio.

En el caso de la empresa con mayoría de capital del Estado, los 6,1 millones de metros cúbicos aportados en el primer semestre restaron 373.000 m3 a la oferta del hidrocarburo, lo cual significó un recorte interanual de 5,6%.

Tambien continuó en caída (aunque desaceleradamente) PAE, propiedad de Bridas (del grupo local Bulgheroni y de China’s National Overseas Oil Co, Cnooc), que en enero junio retrocedió 4,1%, ya que en ese lapso produjo 2,7 millones de metros cúbicos de petróleo.

Entre los principales productores del país el mayor descenso afectó a Tecpetrol (del grupo Techint, 5° en el ranking de la actividad), que vio caer su extracción de crudo 27,3% interanual en junio y 28,8% en el semestre (es decir, casi 135.000 metros cúbicos menos).

Tocar fondo, ¿para tomar impulso?

El presidente de YPF, Miguel Ángel Gutiérrez, consideró hoy que la producción de petróleo en el país tocó su nivel más bajo, pero aseguró que tras un «proceso de ajuste» de las compañías el número de pozos aumentará e impulsará la producción de crudo hacia 2018.

«Para mí ya terminó ese proceso de ajuste. Creo que de cara a 2018 esa situación ya está cambiando, me parece que ya hemos visto el piso de ‘rigs’ (perforaciones) y van a estar subiendo de aquí en más», dijo Gutiérrez en el marco del Reuters Latin American Investment Summit.

El titular de la principal petrolera del país estimó luego que los precios del crudo permanecerán en un nivel de entre US$ 50 y US$ 60 por barril en los próximos 2 ó 3 años, por lo cual las compañías adecuaron sus proyectos a esa realidad.

«No vemos una modificación importante de esos valores y entonces el gran desafío para las compañías es mirarse hacia adentro y decir: ‘Si no se me va a modificar, no levantan los precios, tengo que mirar hacia abajo y ver cómo modifico mis costos para hacer que estas producciones sean rentables’, sostuvo Gutiérrez.

El presidente de YPF también analizó que algunos problemas climáticos afectaron la producción en 2017, pero no dudó de que «en 2018 va a ser positiva», proyecciones que la compañía realizará recién en el último trimestre de este año, añadió las agencias de noticias.

De todos modos, Gutiérrez agregó que llevará dos años para que nuevos yacimientos no convencionales salgan de sus fases piloto y pasen a etapa de desarrollo, lo que podría significar un revés para la incipiente reactivación económica que entusiasma al gobierno, sobre todo teniendo en cuenta que es uno de los sectores apuntados a liderar esta etapa de reconversión, buscada desde el oficialismo.

Compensación gaseosa

La producción de gas natural de YPF registró durante el primer semestre una suba de 10,7% interanual, a diferencia del conjunto de la actividad que sufrió una merma de 0,9% frente a enero-junio de 2016, según los datos que procesa el Ministerio de Energía y Minería.

La petrolera con mayoría de capital estatal logró un buen resultado en la primera mitad del año, luego de anotar en junio una suba de 9% en comparación con el mismo mes del año pasado.

La estadística oficial muestra una producción de YPF de 1.347 MMm3 (miles de millones de metros cúbicos) durante el mes pasado, considerando los aportes de Ysur Energía Argentina e Ysur Petrolera Argentina, ambas firmas propias absorbidas a comienzos de este año.

El repunte de YPF contrastó con la performance de la segunda mayor productora del país, la francesa Total Austral, que experimentó en el primer semestre una baja productiva de gas de 2,7%.

Al analizar la evolución del conjunto del sector, el experto Daniel Gerold, titular de G&G Consultants, destacó que “la explotación bruta de gas natural (que incluye gas consumido en yacimientos, volumen previo a separación como gasolina y LPG en plantas de procesamiento, y venteos) cayó 1,4% interanual en junio”.

“Las inversiones en perforación de pozos de tight gas y shale gas, que se mantienen similares a 2016, no son suficientes para mitigar la declinación de algunos yacimientos”, explicó Gerold a Télam.