“Hoy, el petróleo está devaluado”

La actividad hidrocarburífera en Chubut busca nuevos horizontes. La producción viene en caída desde 2019 y los actores piden medidas para que no peligren los puestos laborales. El petróleo Escalante lucha por mantenerse vigente entre el abandonó de Nación, el desarrollo de Vaca Muerta y los demás proyectos que están en carpeta.

Hoy, el petróleo está devaluado. El Gobierno nacional no brinda ningún tipo de medida para que el petróleo cotice con un precio diferenciado como la soja”, cuestionó Carlos Gómez, secretario adjunto del Sindicato de Petroleros Privados de Chubut.

En diálogo con La Voz del Sindicato, el dirigente gremial manifestó que el costo de vida de los ciudadanos está la base de un dólar a 500 pesos, pero la liquidación se hace a otro valor. “Resulta que todas las regalías por exportaciones están a un dólar de 200 pesos. Entonces, la provincia no está en condiciones de garantizar inversiones, trabajo y obra pública”, cuestionó.

Parte del dinero que ingresa por regalías en Chubut está comprometida con endeudamiento que tomó el Gobierno provincial. “El precio del petróleo a 200 pesos, no te alcanza para solventar el sueldo de todos los empleados estatales”, afirmó Gómez.

En este sentido, el gremio de petroleros convencionales de Chubut volverá a insistir con el proyecto de Dólar Petrolero, aquel que presentó el senador Ignacio Torres hace casi dos años, pero nunca pudo ser tratado; incentivos para las cuencas maduras; y la importación de equipos para generar más puestos de trabajo. “Lo que queremos es tener un horizonte de trabajo a veinte años y la posibilidad que todos los compañeros que hoy están prestando servicios puedan llegar con los tiempos necesarios para jubilarse”, subrayó el dirigente gremial.

Otro de los frentes abiertos que tiene el sindicato es la pelea por la eliminación del impuesto a las ganancias. El martes habrá una nueva reunión en el Ministerio de Trabajo de la Nación con las cámaras empresariales y el Gobierno nacional para determinar que adicionales no serán alcanzados por el tributo en busca de preservar el salario de trabajador petrolero.

En cuatro años, la producción convencional cayó un 13%

Los indicadores de la producción convencional siguen siendo negativos. Es que en los últimos cuatro años, la actividad cayó más de un 13%. Así lo marca el informe fue elaborado por el Observatorio de Economía de la Facultad de Ciencias Económicas de la Universidad Nacional de la Patagonia San Juan Bosco (UNPSJB).

Según al informe al que tuvo acceso eolomedia, la Cuenca del Golfo San Jorge continua representa el 35% del total nacional, pero su producción no logra revertir la tendencia a la baja de los últimos años.

Si se toman en cuenta a todas las cuencas productivas del país se obtiene un crecimiento del 13,4%, explicado particularmente por la suba de la Cuenca Neuquina en un 27,4%, a partir de los recursos no convencionales. El rol de Vaca Muerta explica este incremento y las proyecciones marcan que esos registros aumentarán aun más con el proyecto Duplicar de Oldelval, la reactivación de Otasa y el oleoducto Vaca Muerta Sur que lleva a cabo YPF.

2023 Petróleo en la CGSJ y ARG

La situación no es la misma para la región que integran el sur de Chubut y el norte de Santa Cruz. El informe del Observatorio de Economía marca que en el 2022 se estableció una baja de la producción del 1,08% con respecto al 2021. Es que en el último año se extrajeron 11.753.619 mientras que en el 2021 se produjeron 11.881.621 metros cúbicos. Al evaluar los 4 primeros meses del año 2023 y comparar contra 2019, la retracción de la cuenca se eleva a más del 13%.

El dato más alarmante es que si se compara la producción del primer cuatrimestre de 2019 con el mismo periodo de este año se establece que la Cuenca del Golfo San Jorge sufrió una caída del 13,3%. Es que en los primeros cuatro meses del año prepandemia se alcanzaron los 4,4 millones de metros cúbicos mientras que en el primer cuatrimestre de este año se redujo a 3,85 millones de metros cúbicos.

La región sufre la caída de su producción debido a cuestiones geológicas y a la migración de las inversiones hacia Vaca Muerta. La atención está puesta en los trabajos que puedan hacer las compañías para darle un nuevo horizonte a la producción convencional.

Las fracturas en el convencional sufrieron una nueva caída

La actividad en la Cuenca del Golfo San Jorge no logra despegar. Las etapas de fracturas marcaron una nueva caída en abril en el segmento convencional después de una leve recuperación en marzo. Así quedó establecido en el informe que elabora el country manager de NCS Multistage, Luciano Fucello.

El cuarto mes del año se contabilizaron 112 punciones lo que significa una suba interanual del 4,7% ya que en el mismo mes del año pasado se alcanzaron 107 operaciones. Si se lo compara con los registros de marzo cuando se totalizaron 120 fracturas – el registro más alto en lo que va del año- se establece una caída del 4,7%.

El año en el convencional comenzó con 101 etapas de fractura para decaer en febrero a 94 punciones, la cantidad más baja hasta el momento de lo que va del año. Marzo y abril repitieron la tarea de los dos primeros meses del 2023.

En el trabajo del también fundador de la Fundación Contactos Energéticos se establece que durante abril Pan American Energy (PAE) concentró el 75% de los trabajos en la Cuenca del Golfo San Jorge. Es que la empresa del Holding Bulgheroni totalizó 83 etapas de fractura.

En segundo lugar, se posicionó YPF con 23 punciones, lo que significa el 20% de la actividad. Detrás se ubicaron Tecpetrol y Capsa con 3 fracturas cada uno (2,5%).

En materia de empresas de servicio, Calfrac es quién reúne la mayor actividad en el convencional. La compañía realizó 43 punciones para PAE y 3 para Tecpetrol.

Detrás se posicionó Latitud 45 con 33 etapas que se dividieron en 32 para PAE y 1 para YPF. Asimismo, Halliburton llevó a cabo 30 operaciones que se dividió en 22 para YPF, 5 para PAE y 3 para Capsa.

En último lugar se ubicó San Antonio Internacional con 3 fracturas para PAE.