cuenca

La inversión no despega en el Golfo San Jorge

La principal cuenca exportadora de petróleo del país registra una merma de la producción. Los pozos terminados están por debajo del promedio de la última década.

Tras la pandemia, Neuquén desbancó a la Cuenca del Golfo San Jorge como principal productora de crudo del país, tendencia que se acentúa mes a mes por el crecimiento del shale.

“Las inversiones en la Cuenca del Golfo San Jorge en 2016 eran de 3.600 millones de dólares, y en los últimos periodos rondaron los 1.000 millones de dólares anuales. Eso impacta mucho en una cuenca como la nuestra, que está muy asociada a la perforación y a los metros lineales de pozos terminados, y a la caída de la producción convencional primaria”, señaló César Herrera, economista e investigador universitario chubutense, en diálogo con +e.

De todos modos, para este año se proyecta una suba de inversiones, a 1.564 millones de dólares, un 24,85% más con respecto a 2021.

Cesar Herrera FINAL.mp4

La baja de los desembolsos de las operadoras en la zona está relacionada a las dificultades de acceso al financiamiento internacional por el riesgo país y la inestabilidad macroeconómica, a la vez que Vaca Muerta concentra la inversión y los subsidios a del Estado a la producción como el Plan Gas.

Así las cosas, entre enero y mayo de este año, la producción de crudo cayó un 2 por ciento con respecto al mismo periodo de 2021. Según explicó Herrera, se registra “una caída fuerte de la extracción primaria y un sostenimiento de la secundaria”, algo notorio desde 2019.

Además, la perforación total de pozos sigue estando muy por debajo del promedio histórico de los últimos 10 años.

La caída de la actividad se da incluso cuando el crudo del Golfo consigue mejores precios en el mercado internacional. La exportación representa un 28% de la extracción chubutense, de 9,9 millones de m3 al año, y el 20% de toda la cuenca.

“Tanto el Escalante como Cañadón Seco, son crudos de baja calidad con alto contenido de azufre, y las refinerías argentinas que se hicieron hace más de 30 años estaban preparadas para procesar el petróleo neuquino que es de mucha mayor calidad”, indicó Herrera.

“Hoy se da la paradoja de que tenemos un petróleo más apto para producir gasoil pero como el sistema de refino no está preparado para un mayor procesamiento, se exporta ese petróleo y tenemos que importar gasoil por otro lado. Aun así, salvo en estos últimos meses que ciertos excedentes de la cuenca

En esta nota

Comentarios