No convencional salva Cuenca. Entre los impactos que empiezan a observarse sobre la salida de YPF de la región, con más de 2.000 desvinculaciones concretadas en el norte de Santa Cruz y un reacomodo que todavía se está produciendo en Chubut, un reflejo fuerte es el de la migración de empresas. No sólo por la salida de Halliburton, que podría terminar de confirmarse el próximo 20 de marzo, cuando vence la conciliación obligatoria, sino también por otras compañías de servicio que vieron fuertemente disminuida su actividad y hoy tienen bases cerradas.
Hay casos como el de Indus, en Las Heras, una empresa dedicada a tareas de mantenimiento y movimiento de suelo, con su base totalmente cerrada, lo mismo que San Antonio, con bases cerradas en Las Heras (según comentarios del sector, habría puesto en venta esas instalaciones) y Comodoro Rivadavia, a la espera de definiciones sobre el rumbo que tomará la actividad en la región.
Por otra parte, hubo trascendidos en redes sociales que involucraron a Geopatagonia, con relación a que supuestamente la firma dejaría su actividad en Comodoro Rivadavia para trasladarse definitivamente a Neuquén. Sin embargo, según pudo constatar ADNSUR, esos rumores no son correctos.
Si bien admitieron fuentes vinculadas a la industria que esa firma hizo una reducción de personal importante, por un servicio geológico que estaba vinculado a YPF (con alrededor de 90 retiros), la empresa tiene la decisión de permanecer en la cuenca San Jorge, más allá de que, desde el año pasado, cuenta con una base propia, al igual que otras pymes regionales, en Neuquén.
No obstante, según se expresó, la decisión es permanecer en la zona donde nació, trabajando con las operadoras que ratificaron su presencia, como CAPSA, PAE o PECOM, además de la eventual demanda de YPF desde Manantiales Behr, o su futuro concesionario, tras la decisión anunciada por Horacio Marín esta semana.
Nadie puede negar el contexto extremadamente complejo, como lo atestigua la paulatina salida de grandes empresas de servicios especiales. En los últimos años se fueron prestadoras como Schlumberger y Baker, a la que se sumaría Halliburton, salvo que haya algún cambio que hoy no se vislumbra. Para el próximo 20 de marzo está prevista la última audiencia de conciliación, en la que lamentablemente podrían confirmarse los 290 telegramas de despido.
Para ese tipo de tareas quedarán en la región empresas como Geopatagonia, Latitud 45, San Antonio y Calfrac (que tiene actualmente un único equipo de cementación en la zona). Los reacomodos de este año definirán si la demanda de trabajo alcanza para el sostenimiento de estas firmas, o si continúa profundizándose la migración.
La suba de costos en dólares provoca también migraciones desde Vaca Muerta
Los indicadores negativos de la cuenca San Jorge tienen causas propias, vinculados a la madurez de sus yacimientos y la decisión de operadoras como YPF o Tecpetrol de retirarse para concentrarse en Vaca Muerta, pero no pueden obviarse las de índole macro económica.
El hecho de que Argentina se volvió un país altamente caro en dólares, por atraso relativo del dólar, es algo que incluso está impactando en Vaca Muerta, cuyos costos de producción fueron fuertemente cuestionados en la mayor conferencia de energía que se desarrolla en Houston (denominada CERAWeek 2025).
Según reveló el periodista Santiago Spaltro, enviado especial de Clarín en ese mega evento, los ejecutivos de las principales compañías le reprocharon al secretario de Coordinación de Energía y Minería, Daniel González, que los costos de los servicios en Vaca Muerta son 50% más caros que en el Permian (el gran yacimiento no convencional de Estados Unidos).
Entre las causas del alto costo del país, aparece el atraso del dólar, que en el último año se actualizó muy por debajo de la inflación, además de las dificultades para conseguir equipos y el riesgo de operar en el país, sobre todo por las limitaciones del dólar, cepo mediante.
Como consecuencia, algunos gigantes de la industria concretaron o anunciaron su salida del país, como Exxon, Equinor, Totalenergies y Raizen, que iniciaron sus procesos de venta.
Suba de costos por pozo, caída de producción y precios del petróleo en San Jorge
En la cuenca San Jorge, el problema de la suba del costo en dólares se multiplica por el problema de la madurez geológica, que torno más dificultosa la continuidad o el cumplimiento de los planes de inversión.
Días atrás, en una reunión del sindicato petrolero con directivos de Pan American hubo un dato que dejó preocupados a todos los sectores, cuando trascendió que el costo por pozo se elevó entre un 30 y 35%, lo que plantea un serio condicionante para cumplir con el número de pozos proyectado para este año.
La ecuación, que de por sí plantea un costo por barril por encima de los 40 dólares, se torna más compleja al considerar que la curva de producción no deja de profundizar su caída. En enero de este año, el total de la producción de petróleo en Chubut fue un 5,5% inferior a al mismo mes de 2024, lo que significa unos 229.500 barriles menos que un año atrás.
Si la comparación se lleva contra enero de 2019, la caída se multiplica por 3 y alcanza un 15%, lo que significa más de 687.000 barriles perdidos en comparación a aquel período, que fue el último año de normalidad, previo a la caída que impuso la pandemia de coronavirus.
Como telón de fondo, el mercado internacional persiste en enviar señales preocupantes, con un precio que se instaló en los últimos días en una oscilación que no supera los 70 dólares, acumulando un 6% de reducción en lo que va del año, ante el enfriamiento de la economía que proyecta la política de Donald Trump.
Si el panorama de Chubut es preocupante, el de Santa Cruz no se queda atrás. Mientras sigue la transición del traspaso de áreas de YPF a Fomicruz, para que ésta las ceda a otros operadores privados, empresarios del sector reflejaban días atrás una estadística que no puede obviarse: la productividad por pozo en el norte santacruceño es de 1,2 metro cúbico por día, en áreas de YPF, bastante más baja que la de Chubut, ubicada en 3,69 metros cúbicos diarios.
El desafío de la optimización y el “modelo Capsa”
En ese marco, en muchos sectores se coincide en la necesidad de optimizar costos y avanzar en un sistema de gestión que algunos definen como el “modelo Capsa”, en referencia al modo de operación de la compañía con sede en Diadema, que debería trasladarse en especial a Santa Cruz, según esos comentarios. Es en referencia al manejo eficiente en campos de alta madurez.
“Es una empresa disruptiva, en términos de que genera sus propias soluciones tecnológicas para ser eficiente, patentando esas soluciones, con una gran flexibilidad -describió el ingeniero Marcelo Hirschfeldt, desde Oil Production Consulting y conocedor de esa empresa-. Hay situaciones en que la celeridad, la innovación y auto gestión de la tecnología hacen mejorar la eficiencia”.
Más allá de ese modelo, advirtió el también integrante de la Sociedad de Ingenieros en Petróleo (SPE), “hay algo que ha pasado en la cuenca y es que en su mejor momento, los servicios se han ‘inflado’. Esto significa que para cualquier tarea logística se requieren más recursos de los necesarios, pero hoy no se pueden operar los yacimientos de la misma forma y no hay vuelta atrás con esto: se deben bajar costos logísticos y optimizar recursos, esto va más allá de la operadora”, detalló.
El referente advirtió que “no se trata sólo de reducir personal”, pero insistió en que la eficiencia operacional, como la reducción de tiempos de trabajo, será fundamental para la subsistencia.
“Antes para trasladar un equipo a un pozo usabas una camioneta y un carrito, pero hoy se exige un semi remolque, con hidrogrúa, chofer y ayudante -graficó-. Ese es un ejemplo de optimización y si no hay una reconversión del modo de operar la cuenca, no hay opción. La salida de YPF aceleró un proceso que debió comenzar hace tiempo, pero hoy lo tenemos que hacer a la fuerza”.
En ese plano, afirmó: “los costos de la cuenca San Jorge no dan para más, hoy es inviable en muchos proyectos. Hay empresas de servicios que se mudan a Mendoza, porque el costo es 30% más bajo. Obviamente, la mayoría se va a Neuquén. Con 13.000 ó 14.000 pozos vamos a seguir necesitando equipos de work over y pulling, pero estamos ante la necesidad de la optimización, porque la realidad es que la producción sigue cayendo y cada vez se extrae más agua por cada barril de petróleo, lo que significa más costos”.
El aporte que puede traer el No Convencional a la cuenca San Jorge
Dentro de ese complejo contexto, en la última semana hubo un indicio positivo, aunque siempre dentro de expectativas mesuradas, con la visita que hicieron directivos de PAE y del sindicato petrolero al pozo que la operadora perforó en un área no convencional, en busca de recursos shale en Chubut.
“Estamos haciendo juntos un esfuerzo importante para reinventar la producción petrolera en la Provincia”, dijo en esa oportunidad Jorge Avila, invitado por el CEO de la compañía, Marcos Bulgheroni, para visitar los trabajos que se realizan con una inversión adicional de 30 millones de dólares.
Se trata de una perforación vertical de 1.600 metros y una rama horizontal de 3.500 metros, con resultados que todavía están siendo evaluados, pero la posibilidad de encontrar recursos potencialmente explotables abre un camino diferente para la región, que tiene en la formación D-129 indicios de presencia de petróleo y gas, restando verificar si será viable su explotación comercial, en caso de confirmarse esas manifestaciones. Desde la operadora también hubo un mensaje claro al intendente Othar Machrashvili, en la reunión mantenida el miércoles, con relación al compromiso de presencia y permanencia en la región, independientemente de los indicadores críticos.
Por ahora, se deben aguardar los resultados de la perforación y por eso todas las partes son cautas. Si los recursos no convencionales se transforman en reservas, podrían compensar parte de una curva que, en el corto y mediano plazo, seguirá aportando resultados negativos en toda la cuenca.
En las últimas horas, hubo también un dato positivo, con la confirmación, desde el sindicato petrolero, de que PECOM inició la perforación de su plan de 18 pozos en Trébol-Escalante. No es poco, considerando que en esas áreas, que le compró a YPF, hay 900 puestos de trabajo directamente involucrados y significan un aliciente frente a tantos indicadores en rojo.
Mientras tanto, la caída de actividad en la región sigue reflejándose en acuerdos indemnizatorios en no pocas empresas de servicios. Será un año complejo, con un piso que todavía no se vislumbra.