«Del Sur Debate»: después de 118 años, diagnóstico y propuestas

Se recordó ayer, sábado 13 de diciembre, un nuevo aniversario del descubrimiento del petróleo en Comodoro Rivadavia. Fue el acontecimiento mediante el cual se inauguró en la Argentina la producción nacional de hidrocarburos y el fundamento para el surgimiento, a partir de 1922, de YPF. Empresa estatal emblema de la producción y –tal como se la entendió a lo largo de casi un siglo- titular de la soberanía energética nacional.

Ciento dieciocho años han transcurrido de aquel acontecimiento y poco –o casi nada- queda de aquel camino inicial. Todo cambio. Desde lo operacional y hasta lo filosófico. YPF no reside más en la cuenca que la vio nacer y la soberanía energética nacional dejo de ser un valor para convertirse en una necesidad de autoabastecimiento. Es una soberanía que se define más por el balance comercial (no perder dólares importando petróleo) que por el resultado de una política planificada.

Es más, inmediatamente después de haber cumplido cien años, la petrolera de bandera argentina decidió retirarse como operador de áreas convencional de producción de hidrocarburos; para concentrarse pura y exclusivamente en la producción NO CONVENCIAL.

Eso trajo como consecuencia que toda la voluntad inversora de la propia YPF y de las principales empresas privadas nacionales y extranjeras, concentraran toda su atención en el yacimiento más productivo de Argentina, como lo es hoy, Vaca Muerta, en la provincia de Neuquén.

 

Este trastorno tiene su explicación

Más allá de nuestras coincidencias o no respecto de la salida de la empresa de Chubut y Santa Cruz, hay razones técnicas, empresariales y políticas que permitieron que Neuquén, que otrora, hace algo más de 10 años, representaba solo el 60% de la producción de la Cuenca del Golfo San Jorge, hoy produzca cuatro veces más que nuestra cuenca.

Vaca Muerta no solo cuenta con la mayor cantidad de reservas probadas, probables y posibles de la Argentina, sino que, además, se animó a implementar métodos de producción de hidrocarburos que no solo le permite incorporar más reservas sino, además, concretar un método de producción que define como rentable toda inversión que allí se practica.

Dicho de otro modo, el «fraking» fue y es el método utilizado para acceder a entrampamientos que jamás se podrían haber puesto en producción sino se recurría a ese método de producción.

La incorporación de tecnología entonces, el cambió en el modelo de producción y el riesgo que decidieron correr empresas que allí se asentaron, implicó que Vaca Muerta se constituya hoy en el yacimiento más rentable de la Argentina, pero en el que no todas las empresas operadoras están en condiciones de invertir.

«Vaca Muerta no es para todos…»

El costo de un pozo en Neuquén presupone invertir un valor cercano a los U$S 7 millones para llegar a una profundidad de 5 mil 800 metros (2.800 mts. vertical y 3000 mts. horizontal), mientras que, en Chubut, el costo de producción de un pozo de 1800 metros verticales, se ubica en torno a los U$S 2.5 millones.

…»Pero sí es un espejo»

En “Del Sur Debate”, encuentro organizado por Radio del Sur y Argentarnoticias realizado el pasado viernes 12 en instalaciones del Lucania Palazzo Hotel, referentes de dilatada trayectoria en la industria petrolera local, expusieron las razones que, a su criterio, explican la rotación ha tenido la inversión hidrocarburifera nacional pasando de la Cuenca del Golfo San Jorge, a la neuquina.

Mariano Ciapparelli, especialista en producción de hidrocarburos, fue categórico al sostener que «Vaca Muerta es el espejo en el que se reflejaron las ineficiencias en los métodos de producción del Golfo San Jorge y, al mismo tiempo, desnuda la ineficiencia de nuestro proceso productivo, poniendo en crisis el modelo de explotación que actualmente desarrollamos», en Chubut y San Cruz.

Es más, Ciapparelli no dudó al afirmar que «… si no existiera Vaca Muerta, el escenario productivo Convencional del país no cubriría la demanda total, necesitaríamos importar crudo…»

No es negocio la producción de petróleo en San Jorge

Más adelante, otro de los expositores que participó de «Del Sur Debate», Dante Fiorenzo, responsable de la Comisión Técnica del IAPG, aporto con claridad meridiana la inviabilidad que muestra hoy el negocio hidrocarburífero en San Jorge.

Fiorenzo afirmó que «según los análisis realizados, extraer un barril de petróleo (lifting cost) en San Jorge, tiene un costo promedio de U$S 36 por barril. El costo de desarrollo, es decir la inversión requerida para poner un pozo en producción, es de aproximadamente U$S 31,80 por barril. Ambos conceptos totalizan casi U$S 68/barril». Si analizamos que los precios del crudo oscilan en torno a los U$S 63/barril, la conclusión es muy obvia. Producir petróleo hoy en San Jorge, es anti-económico.

Bajo estos parámetros y con estos indicadores, la realidad actual muestra que producir petróleo en San Jorge, no es viable. Y es la razón fundamental por la cual se ha llegado a la actual situación de desinversión, de pérdida de producción y de puestos laborales.

Los orígenes del problema

Fiorenzo fue más allá, al explorar algunos de causales de la actual crisis. Producir un pozo nuevo en 2012 tenía un costo de aproximadamente U$S 1.1 millones. Hoy, en 2025, ese monto se elevó a los U$S 2.5 millones.

Este incremento en los costos de producción de nuevos pozos tiene –agregó Fiorenzo- varios componentes, a saber:

1. Con respecto a la producción, uno de los ingredientes más importante es el incremento que ha tenido el agua de formación en el total del fluido producido; lo que implica un mayor movimiento de líquido para obtener una parte de petróleo cada vez menor.
2. La adopción de prácticas laborales y procedimiento erróneos –cuando no abusivos- implementados en la actividad. Sumado a esto, hay que tener en cuenta también, la pobre eficiencia en cuanto a las horas-hombre empleadas en la operación. El factor de rendimiento es de 0,58. ¿Qué quiere decir este indicador? Que, por 8 horas laboradas pagadas, un trabajador rinde casi 5 horas sobre las 8 cuando, en yacimientos de similares características, ese rendimiento es de 0,9; es decir, sobre cada 8 horas pagada bajo el concepto de salario, el rendimiento es cercano casi al total de las 8 horas.
3. Procedimientos burocráticos redundantes, procedimientos poco eficientes, baja productividad, incorrecta selección de personal sin capacitación, obliga a «retrabajos» y pérdidas de rendimiento.
4. Falta de capacitación suficiente en los recursos humanos que se incorporan.
5. Costos logísticos. Este ítem también ha tomado una proporción inusitada dentro de la operación local. El costo de transporte de materiales y equipos, desde y hacia la locación, exceden largamente los verificados en operaciones internacionales de similar envergadura. A modo de ejemplo se ha normado la utilización de equipamiento que excede largamente las necesidades de la operación utilizando, por ejemplo, camiones de 30 toneladas, para transporte de cargas que, en ocasiones, no alcanza al 10% de ese valor y usualmente se trabaja con el 50% de la capacidad, con dotación de personal excesiva para la tarea, carga y descarga, control y manipuleo.

Pero, lo expuesto -a modo de descripción- respecto de la crítica situación que vive la cuenca en su totalidad, también permitió a los expositores de «Del Sur Debate» ensayar futuras acciones para devolverle racionalidad a la explotación de hidrocarburos en Chubut y Santa Cruz.

Queda mucha tela para cortar

El geólogo y reservorista, Oscar Olima, fue el primero en exponer el aporte que la Cuenca del Golfo San Jorge ofrece a la producción nacional. En ese sentido, Olima argumentó que «La Cuenca ha contribuido significativamente a la producción nacional de petróleo. Aunque más pequeña que algunas de las cuencas más grandes del mundo, sigue siendo una región clave para la exploración y producción de hidrocarburos en el país. Hoy produce el 20,9% del petróleo del país».

Además, puntualizó que, durante el mes de octubre, la producción estuvo en torno a 28.296 m³/d de petróleo.

Y respecto a las exportaciones de cada provincia y el porcentaje que representa el petróleo en cada una de ella, durante el primer semestre de 2025, Santa Cruz exportó hidrocarburos por USD 1.250 millones (representando el 10,5% de sus exportaciones totales), mientras que Chubut exportó USD 1.010 millones en hidrocarburos (representando más del 58% de sus ventas totales al exterior).

Los principales destinos incluyeron a Estados Unidos y Chile.

Como se podrá observar la participación que tiene la producción de hidrocarburos de la Cuenca del Golfo San Jorge en el total nacional –si bien es menor que años anteriores- sigue ocupando un lugar más que relevante.

Y hacia el interior de sendas provincias, la producción de hidrocarburos se constituye en uno de los aportes más destacados.

No todo está perdido

Pero –tal vez- lo más importante que expuso en geólogo comodorense fue lo relacionado al factor de recupero que la cuenca tiene. La Formación Pozo D-129 conforma la segunda zona más importante de hidrocarburos no convencionales del país junto a la formación denominada «Neocomiano» que presentan un alto potencial exploratorio en amplios sectores de la Cuenca San Jorge.

A modo aclaratorio, el factor de recuperación de petróleo (FR) es la relación existente entre el volumen de petróleo producido y el volumen total de petróleo inicialmente presente en el yacimiento, expresado como porcentaje.

Mide la eficiencia con la que se extrae el crudo de un yacimiento y puede variar drásticamente (desde menos del 5% hasta más del 80%) dependiendo de factores geológicos, propiedades de los fluidos y rocas, y la aplicación de técnicas de recuperación primaria, secundaria y terciaria.

Todavía nos queda un porcentaje alto de recupero

Así, San Jorge, desde su puesta en operaciones, es una cuenca cuyo factor de recupero en producción primaria es del 25%, sistema artificial 10%, recuperación secundaria 15%, y mejorada (terciaria) apenas de un 10%. Con lo cual restaría recuperar aún hoy valores cercanos al 40% del petróleo inicialmente presente en yacimiento.

Esta mirada ofrece una perspectiva más que optimista para San Jorge. Más aún si se tiene presente que las formaciones D-129 y Neocomiano presentan –como lo puntualizamos anteriormente- un amplio potencial exploratorio.

¿De qué depende entonces poner en valor ese 40% de hidrocarburos inicialmente presente en nuestros yacimientos? En realidad, deberíamos reformular la pregunta, pero haciendo primero una importante aclaración:

Mucho de ese 40% del hidrocarburo existente tanto en la formación D-129 como en la formación Neocomiano, adquiere el carácter de «recurso» y no de «reserva». Es decir, habría que continuar explorando para poder encontrar las certezas necesarias y suficientes que posibiliten a esos recursos convertirlos en reserva.

Valga solo a modo de aclaración conceptual que la distinción entre recurso y reserva se refiere a que «recurso» es cuando el hidrocarburo se encuentra en estado natural en el subsuelo y «reserva» es cuando a ese mismo crudo se lo pone en valor (se identifica su ubicación, se lo cubica, se identifican sus características químicas, entre otros estudios) para que pueda ser extraído con métodos existentes en condiciones de rentabilidad económica. A grandes rasgos esas son las principales diferencias.

Dicho esto, es claro que el horizonte productivo de San Jorge es más que promisorio. Para materializar en hechos concretos ese futuro promisorio es necesario continuar explorando, incorporar nuevas reservas, tanto por producción primaria como en recuperaciones segundaria y terciaria. Ninguno de los tres modelos de producción debe abandonarse.

Los avances tecnológicos permiten y ofrecen hoy nuevos métodos a los que las empresas deben apelar, recurrir, para continuar con la sustentabilidad del negocio. Para ello –sin lugar a dudas- se necesita de autoridades gubernamentales en todos los niveles, que evidencien una adecuada y profesionalizada mirada controladora.

El aporte de Provincia

«Mucho se ha logrado durante la gestión de la Administración que encabeza Ignacio Torres cuando Chubut decidió disminuir el porcentaje de regalías a las principales operadoras de área (del 12% al 6%).  Junto a la eliminación de las retenciones a las exportaciones de crudo, ambas acciones son positivas» concluyeron los expositores en la jornada de «Del Sur Debate».

Pero si bien son importantes los avances, éstos, por si solos, no alcanzan a reactivar la producción de la cuenca:

La hoja de ruta

Fiorenzo fue concluyente cuando se preguntó: «¿cómo se podría alcanzar este nuevo esquema que le devuelva la rentabilidad a la operación en la Cuenca?» «Es la pregunta del millón» sostuvo el técnico; quien luego agregó: «creemos que probablemente se requiera de una nueva normativa que pueda dar soporte a un nuevo modelo de negocio».

«Hoy ya hay tareas que no son necesarias, son evitables. Se deben cambiar procedimientos, formas de trabajo, unificar registros, achicar la burocracia, eficientizar los sistemas y priorizar la eficiencia. No vemos otra forma. El objetivo será producir a los costos presupuestados».

Todos deben hacer su tarea

No podemos dejar de destacar la necesidad conjunta de que todos los actores involucrados en la producción de petróleo, gas y agua de formación, acepten correr los riesgos necesarios para implementar nuevos métodos de producción. Cuestionar e interpelar a métodos de producción vigentes y reemplazarlos por la incorporación de mejoras, sería uno de los primeros pasos que se deberían implementar para recuperar la racionalidad en la etapa de producción. Un nuevo esquema de producción deberá resolverlo.

Y en la búsqueda de esa racionalidad perdida también es necesario reconocer que mantener los puestos laborales como se predica, es muy probable que no sea posible, sencillamente porque las tareas asignadas a esos puestos desaparecerán. Hay tareas que ya no serán necesarias, serán suprimidas. Las tareas que sean necesarias deberán ser ejecutadas por personal de alta calificación, aptos para ejercer las nuevas posiciones.

Finalmente, con un horizonte de reservas más que promisorio, la incorporación de nuevas tecnologías, la reconversión de trabajadores es cuadros más cualificados y, con gerentes y mandos medios dispuestos a asumir los riesgos que sean necesarios para obtener producción de forma más eficiente, San Jorge podrá asumir los desafíos futuros, dispuestos todos más a enfrentarlos que a renunciar a superarlos y lamentando lo que alguna vez fuimos. Porque, en definitiva, también podemos ser mucho más de lo que somos hoy.

Por Sergio Cavicchioli