YPF y PAE extrajeron 63% del crudo en el primer semestre, y el 33% de las petroleras produjo muy poco en 2016

El 33% de las compañías hidrocarburíferas que operan en la Argentina tuvieron muy bajo o casi nulo nivel de actividad en el primer semestre del año y, al menos, 7 de esas empresas no extrajeron un sólo barril de crudo, en tanto los dos grandes actores del sector -YPF y Pan American Energy- concentraron el 63% del total producido entre enero y junio de 2016, según los datos oficiales que publicó el Ministerio de Energía y Minería de la Nación.

Copesa Compañía Constructora, Energicom, Exxonmobil Exploration Argentina, Crown Point Oil & Gas, JHP International Petroleum Engineering, Oil M&S (del Grupo Indalo), y Petrolera Piedra del Águila, constituye el conglomerado de operadoras que no produjo ningún barril de petróleo en los primeros 180 días del año, consignó la información oficial.
Los resultados no son sorpresivos para los casos de JHP International Petroleum Engineering, Oil M&S y Petrolera del Águila, ya que esas compañías tampoco registraron movimientos productivos en el mismo período, pero de 2015.
Lucio Rivadeneira, Responsable de Reservorios de Oil M&S y Petrolera Cerro Negro, vinculó la escasa actividad de la compañía con “el precio del crudo” en el mercado internacional y añadió que “desde la empresa planificamos una campaña para este año, pero no estamos perforando”.
Pese a que los datos oficiales revelaron que Oil M&S no produjo ningún barril de petróleo en el primer semestre del 2016, Rivadeneira aclaró que esa compañía del Grupo Indalo es la que se ocupa sólo de la actividad exploratoria.
En tanto, especificó que Petrolera Cerro Negro (otra empresa del mismo holding) produjo 7.881 m3 de crudo, que extrajo del yacimiento Cerro Negro, situado en la localidad de Sarmiento, en la provincia de Chubut.
La situación del grupo de 20 empresas petroleras -de un total de 63 que operan en la Argentina- que produjeron 3.522 m3 de crudo entre enero y junio de este año, se contrapone con la situación de las principales compañías del sector, YPF y Pan American Energy, que extrajeron 9.445.379 m3, lo cual representó el 63% de la producción total del país.
El resto de la producción se repartió entre las otras 41 compañías hidrocarburíferas del país, entre las cuales se destacaron Plusteptrol, Petrobras, Chevron, CAPSA y Entre Lomas, que produjeron por arriba de los 300.000 m3.
Daniel Sanca, Gerente de Operaciones de Energial S.A., empresa que extrajo sólo 623 m3 de crudo, atribuyó la baja producción de petróleo a “la falta de inversión de la compañía, ya que perforar pozos en la cuenca no es rentable. Los costos que tenemos son excesivamente altos “, razonó.
“Se hace muy difícil sostenernos ya que somos una empresa muy chica, los costos fijos son altos, y no tenemos formas de aumentar la producción”, reveló en diálogo con Télam.
Para el responsable de operaciones de Energial S.A., que posee yacimientos en las provincias de La Pampa y Chubut, un precio razonable para el crudo “debería ser de u$s 50 dólares para arriba por cada barril producido. Nosotros le vendemos a las compañías grandes y hoy no están comprando y, si lo hacen, sólo aceptan el precio que rige en el mercado internacional, es decir, apenas por encima de los u$s 40 por barril. Así -enfatizó- los números no cierran”.
En tanto, Petrolera Patagonia, que sólo produjo 137 m3 de petróleo, atribuyó la poca actividad de la compañía a los “altos costos salariales y de alguno servicios, y al actual precio del crudo que rige en el mundo”, que diferenció de la tarifa de las operadoras del país, que reciben un subsidio por cada barril de petróleo producido, señaló un vocero de la empresa.
“Nosotros le vendemos toda la producción a las grandes compañías del país y, al precio actual, casi no nos compran”, señaló.
Aclaró, sin embargo, que no es sólo un problema de Petrolera Patagonia sino que afectó al resto de las empresas hidrocarburíferas en la Argentina. “La crisis es muy importante en todo el sector”, aseveró.
Rivadeneira, referente de Oil M&S, se refirió también a la devaluación que dispuso a comienzos de año el gobierno nacional y el impacto que produjo esa medida en el sector.
“A nosotros nos favoreció, ya que vendemos el producto a u$s 67 el barril (el precio interno que rige en el país) y pagamos los salarios y algunos otros costos en pesos”, detalló.
Interpretó que “el precio del barril interno es bueno porque se va a solapar con el internacional, y queremos ver cómo resulta el nuevo esquema”, en tanto estimó que “a grandes rasgos, por arriba de u$s 50 es un monto que permitiría mantener activos nuestros campos”.
El representante de Energial S.A. coincidió en que “u$s 50 o más es un precio razonable” ya que “tenemos casi u$s 12 por barril en costos operativos y de logística. Lo concreto es que los ingresos reales para la compañía son mucho menores”, añadió.
“Los costos corrientes son altos y se hace complicado mantener los pozos”, concluyó.