En Formosa, Palmar Largo dejó de producir petróleo en febrero último. En Jujuy, Caimancito quedó inactivo en junio. Al norte de Tartagal, el yacimiento San Antonio Sur está a un paso del cierre con una inyección diaria de gas de apenas 120 mil metros cúbicos.
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En Formosa, Palmar Largo dejó de producir petróleo en febrero último. En Jujuy, Caimancito quedó inactivo en junio. Al norte de Tartagal, el yacimiento San Antonio Sur está a un paso del cierre con una inyección diaria de gas de apenas 120 mil metros cúbicos.
Estas bajas, que resaltan en los registros que acaba de actualizar el Instituto Argentino del Petróleo y el Gas (IAPG) hasta julio, son muestras de una actividad que agoniza luego de 13 años de caída libre, tanto por la declinación natural de sus maduros yacimientos como por erráticas políticas que no paran de darle la espalda a la Cuenca Noroeste.
Argentina encierra paradojas tan impensadas que el resultado de las primarias del pasado 12 de septiembre evitó que el gobierno de Alberto Fernández pusiera a diez provincias en pie de guerra con la ley de promoción a las inversiones hidrocarburíferas.
El proyecto, que el Ejecutivo nacional presentó el pasado 15 de septiembre, fue redactado con tal secretismo por funcionarios de la Secretaría de Energía e YPF que los gobernadores de la Organización Federal de Estados Productores de Hidrocarburos (Ofephi) recién se enteraron de algunos de sus alcances la noche anterior. El revés electoral y sus coletazos institucionales abrieron un margen para que la inconsulta iniciativa pueda ser revisada en el Congreso.
El gobernador Gustavo Sáenz adelantó que desde Salta se pedirán modificaciones para que los regímenes de promoción se ajusten a la realidad de la Cuenca Noroeste, donde la exploración del recurso no convencional de la formación Los Monos, el "tight gas", requiere un tratamiento diferencial para poder captar inversiones en un par de igualdad con el "shale gas" de Vaca Muerta (Neuquén).
El gobernador de esa provincia, Omar Gutiérrez, dijo que apoya los esfuerzos legislativos para impulsar al sector, pero aclaró que se deberá respetar la autonomía provincial en materia tributaria y de regalías, propiedad y administración de recursos.
El ministro de Economía y Energía de Mendoza, Enrique Vaquié, remarcó que el principal objetivo del proyecto de ley es la obtención de dólares. "Eso nos perjudica, porque somos una provincia que no se dedica a exportar petróleo ni gas. Entonces vamos a quedar relegados", manifestó el funcionario cuyano.
El gobernador de Tierra del Fuego, Gustavo Melella, también exteriorizó sus reparos. "Tenemos que estudiar bien la ley, estudiarla en profundidad", manifestó.
Gustavo Mena, diputado de Chubut, sostuvo que la ley impulsada por el Gobierno pondría en peligro la actividad y las inversiones en la Cuenca del Golfo San Jorge, porque haría que las inversiones se focalicen, aún más, en Vaca Muerta.
En el norte
Con los precios congelados desde 2002 en los pozos salteños, y con el gas de Bolivia importado a valores hasta cuatro veces más altos, las petroleras asociadas en las áreas del departamento San Martín reorientaron sus inversiones hacia los campos gasíferos tarijeños.
A partir de 2004 las importaciones crecieron en sentido inverso al progresivo derrumbe de la Cuenca Noroeste.
En 2016 la brecha de precios se achicó y se vislumbraron mejores horizontes para la actividad en el norte salteño, pero en marzo de 2017 se dispuso un programa de incentivo a las exploraciones en Vaca Muerta, con un precio fuertemente subsidiado por el Estado nacional. En 2020 el plan Gas no hizo más que acrecentar el atractivo del recurso no convencional de la formación neuquina. Esas medidas operaron como un tiro de gracia para la Cuenca Noroeste. Y el proyecto de ley de inversiones hidrocarburíferas, como está planteado, sigue por el mismo camino.
El proyecto crea ocho regímenes enfocados sobre la exploración, explotación, industrialización, transporte y comercialización de petróleo y gas. Para acceder a ventajas impositivas, arancelarias y cambiarias las empresas deben conseguir aumentos de producción, convencional o no convencional, que son prácticamente ilusorios en los declinantes yacimientos norteños.
Entre los beneficios se destacan la exportación garantizada del 20 al 50% de la producción incremental, la libre disponibilidad de hasta el 50% de los dólares que se perciban por la exportación y reducciones impositivas.
Agonía
La producción gasífera de Salta cerró julio con un promedio de apenas 4.191.000 metros cúbicos diarios. Desde 2008, cuando Salta era la segunda productora de gas natural del país, con una media diaria de 19.368.000 metros cúbicos, la actividad viene en caída libre.
La inyección diaria de Acambuco, el bloque que opera Pan American Energy (PAE) en Aguaray, cayó a 1.927.000 metros cúbicos. Ramos, el área que explota Pluspetrol en las serranías de Coronel Cornejo, entrega 1.109.000 metros cúbicos. Aguaragüe, la concesión que tiene Tecpetrol al norte de Tartagal, produce 1.035.000 metros cúbicos. Ese volumen incluye los 120.000 metros cúbicos que marcan la agonía del yacimiento San Antonio Sur.
En el actual contexto, la suerte de la cuenca está atada a la formación Los Monos, donde se necesitan pozos de 6.000 metros para extraer el "tight gas". Vaca Muerta no solo está mucho más explorada que Los Monos, sino que su "shale gas" está entrampado a menor profundidad, por lo que las perforaciones son menos costosas y de riesgo para la inversión.