Adolfo Storni, CEO de Capsa Capex, expuso datos poco habituales sobre la economía de los yacimientos maduros durante las Jornadas del IAPG en Comodoro. Reveló que un pozo que hasta hace pocos años costaba US$500.000 hoy ronda los US$1,2 millones y planteó una obsesión permanente por bajar costos: primero a US$30 por barril, luego a US$25 y, como horizonte, llegar a US$20.
En la Cuenca del Golfo San Jorge hay metas que suelen anunciarse en cuanto foro hay en el sector o en despachos oficiales, pero que cuesta evidenciar en datos concretos: bajar costos, recuperar inversión y evitar que la declinación natural termine consolidando la pérdida de producción. Claro que no se trata sólo de voluntad (o de su falta), sino de factores que condicionan fuertemente la operación.
EL EFECTO NEGATIVO DE LA INFLACIÓN EN DÓLARES
Adolfo Storni, CEO de Capsa Capex, puso números a ese desafío durante las 28.° Jornadas Técnicas del IAPG en Comodoro y dejó una vara ambiciosa para el petróleo convencional: preparar la operación para precios de US$60 por barril, perforar y reparar más, y llevar el costo de la producción cada vez más cerca de los US$20.
La receta, según planteó, no pasa por una única reforma ni por la llegada de una tecnología capaz de cambiar por sí sola la ecuación. Es una suma de pequeñas eficiencias: desde los costos de perforación, los productos químicos y la logística hasta la energía, las dotaciones, los inventarios y los márgenes de contratación. “El costo de 25 es sumar 20 cosas”, sintetizó al explicar que la reducción debe construirse dólar por dólar y, muchas veces, centavo por centavo.
Pero detrás de esa obsesión por los costos aparece un diagnóstico más profundo. Storni reveló que un pozo que hasta hace pocos años podía costar unos US$500.000 hoy ronda los US$1,2 millones, como consecuencia de lo que definió como una fuerte “inflación en dólares”: costos internos que crecieron por encima del ritmo de devaluación y que terminaron erosionando la competitividad del petróleo convencional.
El fenómeno, según explicó Storni, de profesión economista, neutralizó parte de los esfuerzos realizados dentro de las empresas. “Menos, menos, menos”, describió al referirse al trabajo permanente para ajustar gastos, hasta que la brecha entre inflación y tipo de cambio volvía a trasladarse a los costos medidos en dólares. Para una actividad que vende un commodity y no puede trasladar libremente sus costos al precio final, la ecuación es particularmente sensible.
Por eso planteó que los presupuestos deben construirse sobre un escenario conservador, con un barril de US$60. Si el precio internacional luego resulta mayor, será una mejora. Pero las inversiones, los contratos y la actividad deben poder sostenerse aun con ese piso, según planteó el ejecutivo. La discusión no es menor para una cuenca que, después de años de caída, necesita volver a transformar cada dólar invertido en más producción.
POZOS QUE CUESTAN HASTA US$4 MILLONES Y UNA CUENTA QUE DEBE RENDIR MÁS
Uno de los datos más concretos de la presentación estuvo en el costo de perforación. Según Storni, en la Cuenca del Golfo San Jorge un pozo puede partir de unos US$1,2 millones y acercarse a los US$4 millones en áreas alejadas o con mayores complejidades operativas.
El desafío, entonces, no es solamente recuperar los niveles de inversión, sino lograr que cada presupuesto alcance para hacer más actividad. “Hacer rendir el presupuesto va a ser otro pozo”, resumió. Para eso enumeró distintos frentes: reducir tiempos de perforación, revisar materiales y sistemas de conducción, reutilizar equipos cuando sea posible, mejorar la eficiencia energética y adecuar el diseño de los pozos a la realidad productiva, sin sobredimensionar instalaciones.
La misma lógica aparece en las reparaciones y en la recuperación secundaria. Storni planteó que la Cuenca debe volver a incrementar su nivel de actividad, pero con costos sustancialmente más bajos. “Que no sean solamente 400 reparaciones, hay que hacer 1.200 reparaciones. Pero que no te cuesten US$1.200.000”, fue una de las síntesis que dejó durante el intercambio.
Fue en ese marco que, para frenar la caída productiva, dijo que se debe volver a niveles de actividad e inversión del año 2019, pero en un camino en el que previamente será necesario seguir reduciendo costos.
No arriesgó que se vuelva rápidamente a los picos de inversión de 2015, cuando recordó desembolsos cercanos a US$1.800 millones en Chubut y otros US$1.300 millones en Santa Cruz, según expresó. Pero sí planteó que el objetivo debe ser recuperar una parte importante de lo perdido y, sobre todo, evitar que la falta de inversión siga trasladándose a la producción futura.
LA OTRA CUENTA: US$6 MÁS POR BARRIL EN POLÍMEROS, O 20 POZOS INYECTORES
Storni también puso en discusión una de las tecnologías utilizadas para mejorar la recuperación de los yacimientos maduros. Reconoció la efectividad de la recuperación terciaria mediante polímeros, pero advirtió sobre su costo: según explicó, ese sistema puede agregar unos US$6 por barril a la ecuación. Frente a eso, planteó revisar cuánto puede ganarse con una recuperación secundaria más eficiente, a partir de pozos inyectores mucho más baratos.
El CEO de Capsa Capex mencionó tecnologías capaces de perforar un inyector en pocas horas y con un costo cercano a los US$300.000, frente a valores que pueden superar el millón de dólares para un pozo convencional.
“No podemos pagar US$1,2 millones por un pozo que no produce nada”, graficó. La comparación es directa: por la inversión que demanda una instalación de recuperación terciaria, sostuvo, podría financiarse la perforación de numerosos inyectores y obtener una recuperación que, por volumen acumulado, podría acercarse a la alternativa más costosa.
CUATRO OPERADORAS PARA COMPARTIR COSTOS Y EQUIPOS
Otro de los aspectos más interesantes de la exposición fue la apertura a un esquema de trabajo coordinado entre las operadoras de la Cuenca. Storni confirmó que existen conversaciones y que dentro del IAPG hay comisiones técnicas trabajando en la posibilidad de compartir recursos y generar soluciones conjuntas.
No hay todavía un acuerdo formal, pero sí identificó oportunidades concretas. Fractura, cementación, perfilaje y determinados equipos especializados son algunos de los servicios donde la escala de cada operador, por separado, puede no justificar una contratación permanente, mientras que un esquema compartido podría permitir utilizar mejor los recursos disponibles.
El ejemplo más concreto es el de los pozos inyectores. Storni mencionó tecnologías capaces de perforarlos en pocas horas y con costos cercanos a US$300.000, muy por debajo de los valores de un pozo convencional. El problema es que ningún operador necesita necesariamente un equipo de ese tipo durante todo el año, ya que pueden perforarse 20 u 30 de ese tipo de pozos en sólo un par de meses.
La propuesta es pensar la solución a escala de Cuenca: si varias compañías coordinan sus programas, un mismo equipo podría realizar campañas para distintos operadores y bajar el costo unitario. “Tenemos que trabajar los cuatro operadores”, planteó, incluyendo también la posibilidad de sumar empresas de Santa Cruz.
El cambio no es menor. Storni reconoció que históricamente los grandes operadores negociaban por un lado y los más pequeños recibían luego las condiciones ya acordadas. Según su visión, esa dinámica comenzó a modificarse y hoy existe una mesa más equilibrada, donde las cuatro operadoras tienen participación.
Todavía hay temas delicados, especialmente aquellos vinculados a dotaciones, esquemas de trabajo y eficiencia laboral. Pero señaló que cuestiones que antes eran prácticamente tabú comenzaron a discutirse y que ya existen experiencias de trabajo conjunto en materia regulatoria, ambiental y de permisos
EL RIGI PARA EL PETRÓLEO CONVENCIONAL Y DOS RECLAMOS INMEDIATOS
Al ser consultado por ADNSUR, específicamente sobre la posibilidad de extender un régimen de incentivos al petróleo convencional, Storni fue crítico de un sistema que otorga condiciones especiales a grandes inversiones, mientras deja fuera a sectores que también necesitan mejorar su competitividad.
Su planteo ideal sería extender reglas similares a toda la economía, aunque reconoció que el RIGI fue diseñado para hacer posibles inversiones que, bajo las condiciones generales de Argentina, probablemente no se realizarían.
Para el petróleo convencional, sin embargo, identificó dos medidas que podrían tener un efecto inmediato: la eliminación de los derechos de exportación y una solución para el IVA que queda inmovilizado en las empresas exportadoras.
Según explicó, el sector acumula créditos fiscales que tardan en recuperarse y pierden valor con el tiempo. Su propuesta es permitir una compensación más amplia con otros impuestos o acelerar los mecanismos de devolución. En su visión, esas dos medidas tendrían un impacto mayor y más directo que otras herramientas de incentivo.
UNA ADVERTENCIA PARA LOS PROVEEDORES: FALTAN EMPRESAS PARA LO QUE PUEDE VENIR
La presentación también dejó una señal directa hacia el empresariado local. Storni sostuvo que, si la actividad comienza a recuperarse, la Cuenca puede volver a enfrentar un problema de capacidad en algunos servicios.
Mencionó específicamente la falta de equipos y empresas en fractura, cementación y perfilaje, además de advertir que una reactivación más fuerte podría volver a generar déficit de equipos de perforación. “Mañana esto se reactiva y faltan equipos de perforación”, afirmó.
La salida de compañías internacionales y nacionales durante los años de caída dejó espacio para un nuevo entramado de proveedores locales. Para Storni, esa puede ser una oportunidad si existen empresarios con capital o acceso a financiamiento para invertir. El mensaje fue explícito: hay mercado y los operadores necesitan capacidad disponible.
El problema es que esa oportunidad choca con el costo del crédito. Allí también fue contundente: advirtió sobre el riesgo de tomar financiamiento caro en pesos y sostuvo que muchas empresas que atravesaron dificultades en los últimos años quedaron atrapadas por una estructura de endeudamiento que se volvió imposible de sostener.
LA CUENCA COMO UN COMPROMISO, NO SÓLO COMO UNA CUENTA DE RESULTADOS
Quizás el aspecto más significativo de la exposición es que Storni no habló de la reducción de costos como un simple programa financiero. Detrás de los números apareció una idea recurrente: la necesidad de sostener la actividad y recuperar producción en una Cuenca que todavía tiene conocimiento técnico, infraestructura, trabajadores y una cadena de proveedores difícil de reproducir desde cero.
Incluso planteó que el know-how acumulado en el Golfo San Jorge permite pensar a las empresas de la región como potenciales operadoras en otros desarrollos convencionales, tanto en otros países latinoamericanos o incluso en Estados Unidos. La experiencia adquirida durante décadas en yacimientos maduros es, en ese sentido, uno de los principales activos que conserva la Cuenca.
Para Storni, la recuperación de la Cuenca tampoco puede depender de decisiones de inversión tomadas mes a mes según la cotización del Brent o las variaciones de los costos. Allí dejó otra definición que, aunque formulada desde la lógica empresaria, conecta directamente inversión y empleo: “Cuando definimos un equipo, trabaja todo el año”.
“No estamos especulando con que bajó el Brent, que subió la inflación en dólares. Tomamos un compromiso con la gente y tenés que darle laburo todo el año. Por lo menos, todo el año”, afirmó.
La frase aparece después de plantear que la Cuenca necesita recuperar los niveles de actividad e inversión perdidos desde 2019 y de advertir sobre la caída del 6% en la producción. Su razonamiento es que la continuidad de los programas de perforación es parte de la ecuación: cuando un equipo se contrata, debe tener un programa sostenido detrás y no quedar paralizado a la espera de una mejor cotización del petróleo.
En ese sentido, fue particularmente crítico con lo ocurrido el año pasado, cuando la caída de actividad dejó equipos sin trabajo. Para Storni, pagar standby por equipos paralizados es directamente “un pecado”.