Río Negro cerró el peor año de la década en la producción de petróleo

La extracción en 2020 sufrió una merma de 5.000 barriles de crudo por día con respecto al año anterior. Es la caída más significativa de los últimos años. La pandemia por el coronavirus y el conflicto por el precio internacional, las principales razones.




El gobierno provincial busca alternativas para reactivar el sector.

El gobierno provincial busca alternativas para reactivar el sector.

El año pasado, la producción de petróleo en Río Negro cerró su peor año de la década. Los golpes que sufrió el sector impactaron de lleno en la extracción de crudo. Los números son contundentes: se redujeron cerca de 5.000 barriles de petróleo por día (bpd) con respecto a 2019.

La cifra es mucho mayor en la comparación con otros años. La más significativa es con 2013 cuando se producían casi 41 mil bpd. El año pasado esa cifra cayó a 25.782. Así se desprende de la información oficial de la secretaría de Energía de Nación.

Es cierto que la provincia tiene muchos yacimientos maduros y venía con una caída paulatina en la producción de los últimos años.
En la década pasada, solo en 2012 se logró mejorar al año anterior, luego siempre se mantuvo la misma lógica, un declino en la actividad.

La principal razón fue a la baja natural de la capacidad productiva de los yacimientos. Sin embargo, el año pasado, el parate que ocasionó la pandemia del coronavirus fue la principal causa de esta merma en la extracción. Pero no fue el único; la crisis del precio internacional del crudo y el eco negativo que dejó el congelamiento de precios en agosto de 2018 combinaron un cóctel letal para el sector petrolero en Río Negro.

A fines del año pasado, la Legislatura provincial aprobó un proyecto de incentivo para recuperar viejos pozos en la provincia. Es la última carta que jugó la secretaría de Energía para intentar reactivar el sector.

En abril del año pasado, la decisión del gobierno nacional de fijar nuevamente un precio para la actividad interna entusiasmó a los actores de una recuperación a mediano plazo. Nada de eso pasó, tras unos meses de un leve repunte, la extracción volvió a caer.

Esto generó un gran impacto en toda la cadena productiva, las pymes y los trabajadores fueron, tal vez, los más afectados. Incluso muchos operarios siguen suspendidos.

Desde 2012 en adelante la producción comenzó a decaer. Hasta 2015 la pérdida rondaba los 3.000 bpd por calendario. Desde ese año en adelante la brecha se acortó. La inversión de algunos operadores permitió mejorar el flujo de crudo y la caída no fue tan marcada en los años siguientes.

En 2017 y 2019 fueron alrededor de 1.000 bpd lo que se perdieron, mientras que en 2018 superaron los 2.000. En 2020 se desplomó. Esto, claro, generó un impacto en el derrame de la renta petrolera. Los municipios sufrieron un importante recorte en la distribución de las regalías.

Muchas comunas tuvieron que dejar de hacer obras y presentaron un presupuesto mucho más austero, entre otras razones por la caída de la coparticipación.


Trabajan en la reglamentación del proyecto para recuperar pozos inactivos


El gobierno de la provincia trabaja sobre la reglamentación de la ley provincial que busca estimular la producción de pozos inactivos o viejos, de baja productividad.

El año pasado, la Legislatura dio luz verde a la iniciativa que le dará ciertos beneficios a las operadoras que decidan invertir en mejorar la producción de pozos abandonados o que tengan pocos intereses por la baja extracción.

Fuentes del sector indicaron que hay varias empresas que ya ven con buenos ojos la iniciativa, pero esperan los detalles del reglamento par avanzar sobre proyectos concretos.

La propuesta consiste en la elaboración de un nuevo marco jurídico que permita hacer un acompañamiento fiscal a la producción de hidrocarburos. Está focalizada especialmente focalizada en aquellos pozos o yacimientos de baja productividad.

La provincia cuenta hoy con 819 pozos hidrocarburíferos inactivos y con 977 con producción efectiva de un volumen no mayor a dos metros cúbicos por día de petróleo. En el caso del gas natural, existen 57 pozos inactivos y 82 pozos que producen menos de dos mil metros cúbicos por día.

Los operadores gozarán de reducción en alícuotas de regalías, canon de explotación, y una exención de hasta el 100 por ciento del impuesto a los ingresos brutos aplicable a la producción.


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