Desde el Instituto de la Energía de Santa Cruz se confía en que el cambio de operación a manos de la Compañía General de Combustibles, de áreas que estaban en poder de Sinopec, proyectará una reactivación en el corto plazo, a partir de informes preliminares que cuenta el organismo provincial.

“Hay 80 pozos que se podrían poner en producción rápidamente, con incorporación de equipos de pulling o reparaciones menores”, manifestó el titular del organismo, Matías Kalmus.

Según declaraciones reflejadas por la Opinión Austral, Kalmus detalló que las áreas objeto de la transacción entre privados, ubicadas en el flanco norte santacruceño, hay alrededor de 6.000 pozos en total, de los cuales “la mitad aproximadamente están en producción o en algún estado distinto al de abandono, que dada las condiciones óptimas, podrían reactivarse en algún momento”.

Recientemente se confirmó la operación de traspaso de la concesión entre Sinopec y CGC, del grupo Eurnekian, de capitales argentinos, que ya venían desempeñando una tarea importante en la cuenca Austral, al Sur de Santa Cruz.

En el anunció de compra, CGC indicó que el acuerdo llevará su producción de gas y petróleo hasta los 50.000 bepd. Este volumen supone un incremento del 39,3% respecto a la producción media de 39.500 bepd del primer trimestre de este año, según datos de la empresa.

Los activos de Sinopec Argentina cubren más de 4.600 km2, con la mayor parte de ellos ubicados en la Cuenca del Golfo de San Jorge y también en la Cuenca Cuyana, y también tiene participación en Termap, la operadora de las terminales portuarias de Caleta Olivia (Santa Cruz) y Caleta Córdova (Chubut). Sinopec se incorporó al sector argentino en 2011, cuando adquirió los activos de la estadounidense Occidental Petroleum, o Oxy, por 2.500 millones de dólares, en lo que fue uno de los mayores acuerdos de la historia del sector petrolero del país.

La curva de producción del norte santacruceño y la nueva ley de Hidrocarburos

Según datos de la Secretaría de Energía de la Nación, la producción de petróleo de Sinopec en el Norte santacrueño se había reducido un 29% en los últimos dos años, ya que la caída del período que va de enero a mayo de 2021 representa una merma de algo más de 800.000 barriles, al compararse contra igual período de 2019, es decir antes de que comenzara la pandemia.  

La curva de producción en el norte santacruceño involucra al conjunto de las operadoras, aunque en el caso de las áreas de Sinopec esa merma resulta más pronunciada que en el promedio general. 

En base a esos indicadores, Kalmus también consideró que por lo que se conoce hasta ahora del proyecto de Ley de Hidrocarburos, las herramientas de incentivo podrían tener beneficios en ese punto de la cuenca, ya que “al haber caído la producción por los problemas de la pandemia o el proceso de retirada eb que estaba Sinopec, rápidamente se podrían proyectar volúmenes incrementales que encuadren en la ley”.

Descenso de la producción

Sinopec invirtió para incrementar la producción hasta los 46.400 bepd en 2012 desde los 44.000 bepd del momento de la adquisición, pero la producción disminuyó hasta los 32.800 bepd en 2017, cuando las reservas convencionales maduraron en sus bloques, y la volatilidad financiera y política del país complicó la realización de planes de inversión para seguir creciendo, detalló S&P.

Lo cierto es que Sinopec se ha visto sometida a presión de responsables gubernamentales para incrementar la inversión con el argumento de que no estaba cumpliendo sus obligaciones contractuales. Por ejemplo, la producción de petróleo de Sinopec se hundió un 63% hasta los 14.250 barriles diarios de abril desde los 38.180 barriles diarios de finales de 2011, según datos del Instituto Argentino del Petróleo y el Gas, un grupo de la industria.

Sinopec dio sus primeros pasos para abandonar Argentina en 2017, con lo que atrajo el interés de 12 empresas, incluida YPF, que cuenta con apoyo del estado argentino, la argentina Pluspetrol, la canadiense Madalena Energy y la mexicana Vista Oil & Gas.

Según las estimaciones publicadas en aquel momento, las ofertas de compra por los activos se situaban en torno a los 600 millones de dólares.

Diversificación de la producción

CGC es propiedad de Corporación América, un holding con participaciones en aeropuertos, activos energéticas y tecnología. El holding se hizo con el control de CGC (el otro 30% es propiedad de Sociedad Comercial del Plata, otro holding del país) en 2013, cuando producía 8.500 bepd.

La subsiguiente adquisición de los activos argentinos de la empresa estatal brasileña Petrobras en 2015 aumentó la producción hasta los 20.000 bepd, tras lo que la empresa invirtió para aumentar la producción hasta un nivel récord de 37.000 bepd en 2019. Desde 2013, CGC lleva invertidos más de 1.500 millones de dólares en proyectos de petróleo y gas en Argentina.

Con los activos de Sinopec, la producción de petróleo CGC aumenta hasta un 37% del total, frente al 15% anterior, mientras que la producción de gas disminuye hasta el 63% desde el 85%, según señaló la empresa.

CGC añadió que el acuerdo también aumenta sus reservas demostradas en más de un 50% hasta los 90 millones de barriles equivalentes de petróleo desde los 59 millones actuales.