COMODORO RIVADAVIA (ADNSUR) - Fuentes del Ministerio de Hidrocarburos de Chubut, a cargo de Martín Cerdá, ratificaron que "hoy el cupo Escalante -cuya característica es que es más pesado que el que se produce en Neuquén- para el mercado interno está cubierto pero se abre la oportunidad de seguir aumentando las exportaciones y eso es lo que va a promover la provincia para buscar mayores volúmenes".
"Vislumbramos que tenemos un gran futuro en exportaciones", se explicó a Télam desde esa cartera al señalar que como parte del plan de desarrollo se activó el proyecto de ampliación de la planta marítima de Termap, que va a permitir la infraestructura necesaria para trabajar los nuevos volúmenes de crudo.
Conformada en 1994, Termap es un actor clave en el desarrollo hidrocarburífero del Golfo San Jorge, cuya composición accionaria está integrada por las principales petroleras que operan en la cuenca -que comprende a las provincias de Chubut y Santa Cruz- y que recibe el crudo de esos yacimientos.
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La planta tiene una capacidad de almacenaje de 1.700 millones de barriles y cuando comenzó la pandemia y la baja de precio internacional, se generó un cuello de botella para la productoras de la región que no conseguían buques para sacar el petróleo de la provincia.
En esas circunstancias inéditas, se asegura que Termap estuvo a 36 horas de alcanzar su plena capacidad de planta, lo que hubiera obligado a cerrar la producción.
En la actualidad la provincia de Chubut cuenta con 6300 pozos activos que llevan a producir 23.600 metros cúbicos por día (m3/dia), lo que le permite ser el segundo productor del país detrás de la Cuenca Neuquina.
En la actualidad de la producción total del crudo tipo Escalante , el 60% se destina al mercado interno y el 40% a la exportación, en este último caso con un crecimiento de 7 puntos respecto al 33% exportado en 2019.
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Desde la implementación del Decreto 488 que dispuso un precio sostén al crudo comercializado localmente y redujo a cero las retenciones por exportaciones, la mayoría de las compañías productoras incrementaron sus ventas al exterior, un aliciente por el cual las provincias esperan que esa reducción de la alícuota se sostenga más allá de la coyuntura de la pandemia.
Uno de los factores en los que deberá trabajar la provincia junto a las petroleras es en el desarrollo de los yacimientos en declino a través de la recuperación terciaria que experimenta en el país con nueva tecnología y productos de inyección para reanimar productivamente los pozos.
"Queremos ayudar y promover este tipo de proyectos que pueda aterrizar en la cuenca como fortalecer y buscar alternativas en los proyectos relacionados de gas", explicó esta semana Cerdá.
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La idea también incluye seguir buscando petróleo convencional en los yacimientos que están en el borde de cuenca o muy alejados de los ductos e instalaciones.
Para eso la provincia está analizando aquellos proyectos alejados o que puedan sumar innovación tecnológica ofrecer una reducción en regalías para todos los proyectos nuevos, para que las compañías puedan definir las inversiones necesarias además de acompañarlas con la infraestructura requerida para darles tener una viabilidad y rentabilidad.
A pesar de tratarse de una cuenca madura, el Golfo tiene gran potencial en exploración en reservorios no convencionales, pero ese desarrollo tiene que estar acompañado de su propia infraestructura, lo que además se debe buscar sin entrar en competencia con las provincias vecinas.