petroleo_img_crop_1380722009937.jpg
Real Estate

Las petroleras, ¿Están interesadas en el potencial de Vaca Muerta?

Por qué la producción de crudo continúa estancada pese a las acciones de YPF. Por Nicolás Gandini 03 de Julio 2014



Hasta ahora, YPF perforó en el proyecto más de 140 pozos de shale oil, de los cuales 135 están colocados sobre Vaca Muerta y los cinco restantes producen desde Quintuco, la formación geológica emplazada más arriba.

YPF_Photo_1_crop_1342534655305.jpg

Proyectos. Vaca Muerta es la gran apuesta de la petrolera estatizada. Foto: Archivo Apertura.

Junto con Chevron, la compañía bajo control estatal está realizando el proyecto Loma Campana-Loma La Lata, el único desarrollo comercial de petróleo no convencional del país. En abril, la petrolera estadounidense decidió continuar su sociedad con YPF para avanzar en la etapa de de-sarrollo masivo en Vaca Muerta, tras haber culminado exitosamente el proyecto piloto iniciado el año pasado.

A raíz de eso, las empresas perforarán 170 pozos durante este año, con una inversión de más de US$ 1600 millones. El cluster comprometido es de un área de 395 kilómetros cuadrados (km2). Allí está previsto colocar más de 1500 pozos en los próximos 10 años, para alcanzar una producción de más de 50.000 barriles de petróleo y 3 millones de metros cúbicos (m3) de gas natural asociado por día.

A fuerza de multiplicar sus inversiones en yacimientos maduros –el año pasado, se hundieron en los campos más de US$ 4000 millones y, en 2014, los desembolsos serán similares–, YPF logró recuperar su producción de hidrocarburos, que venía en caída desde hace una década. Su oferta de gas creció un 10 por ciento durante el primer trimestre, mientras que la de petróleo avanzó un 7,8 por ciento. Fue el quinto trimestre consecutivo de mejoras de YPF. Pero, aún así, la producción de petróleo y gas a nivel nacional continúa en baja. La extracción de gas cayó casi un 5 por ciento y la de crudo, un 2, según datos de la Secretaría de Energía.

Es una cuestión de peso específico: la petrolera controlada por el Estado representa un 32 por ciento del upstream de hidrocarburos, tal como se conoce en la jerga al negocio de exploración y producción de petróleo y gas. Por lo que, a pesar de que sus desembolsos hayan mejorado, no alcanzan para frenar la declinación de la oferta total de hidrocarburos.

Alzas y bajas
Las cifras de la cartera que dirige Daniel Cameron dejan de manifiesto esa encerrona. El año pasado, YPF –el mayor productor de crudo, con un 36 por ciento de la extracción total– fue la única petrolera de gran envergadura, junto con Pluspetrol, que logró evitar la caída de la producción de petróleo. Si bien el incremento fue mínimo (0,75 por ciento), se potencia por la performance decreciente del resto. Pan American Energy (PAE), la segunda petrolera del país, redujo casi un 4 por ciento su oferta, fundamentalmente, porque, todavía, no logra recuperar la eficiencia operativa perdida por los destrozos realizados en 2012 en Cerro Dragón por parte de Los Dragones, una facción disidente de la Unión de Obreros de la Construcción (Uocra).

Extracción. Las petroleras de capital argentino disminuyeron en el último tiempo. Foto: Archivo Apertura.

Los números de Petrobras, el tercero en la nómina hasta 2011, van en la misma línea. Su oferta de crudo se redujo casi un 6 por ciento, en gran medida, a raíz de la madurez de sus concesiones en la cuenca Neuquina, que ingresaron en etapa de declinación. La local Pluspetrol (1 por ciento arriba) y la china Sinopec (0,75 abajo) tuvieron un comportamiento, prácticamente, invariante.

Las estadísticas gasíferas están en sintonía. Con un elemento adicional que complejiza, incluso, más el escenario: si bien la oferta de crudo está en baja desde 1998, la Argentina, aún, es un exportador neto de petróleo. En el caso del fluido, por el contrario, la retracción de la oferta local disparó importaciones crecientes de gas natural licuado (GNL), desde Bolivia y por barco, que acentúan, cada vez más, la sangría de divisas. Por ese concepto, en 2013, se pagaron más de US$ 5000 millones.

Mientras tanto, la baja de la oferta local del fluido no detiene su ritmo: cayó 5 por ciento el año pasado. El mensaje es claro: más allá del repunte de YPF, si el resto de los productores no eleva la vara en materia de inversión, la Argentina va camino a acentuar su déficit energético, que, en 2013, rozó los US$ 6000 millones. Miguel Galuccio, CEO de YPF, lo tiene en claro. Y, en los últimos meses, transmitió su frustración, públicamente, a sus pares. “Hay que salir de la zona de confort y apostar por el incremento de la producción”, disparó en agosto pasado, durante un almuerzo en el Club del Petróleo. Lo escuchaban más de 300 directivos de primer nivel de la industria.

Cambios sobre la marcha
Desde la confiscación de YPF, aprobada por el Congreso en mayo de 2012, la política energética del Gobierno evidenció una vertiginosa y desarticulada serie de marchas y contramarchas que arrojó, como producto residual, la saturación del marco regulatorio de la industria. Es que, a la expropiación del 51 por ciento de las acciones de Repsol en YPF, le siguió, en agosto de 2012, el Decreto 1277, impulsado por el actual ministro de Economía, Axel Kicillof –por entonces, vice–, con un marcado sesgo intervencionista estatal sobre el negocio petrolero. La iniciativa creó la Comisión de Planificación y Coordinación Estratégica del Plan Nacional de Inversiones Hidrocarburíferas, presidida por el economista, quien se encargó de auscultar la estructura de costos y el plan de inversiones de todas las empresas del sector. La creación del organismo partía de una creencia previa, de carácter estructural: con la recuperación de YPF, se incrementaría la “sub-explotada” producción de petróleo y terminarían los problemas energéticos del país.

Esa lectura duró, apenas, unos meses. Desde adentro de YPF, el Gobierno constató el cuadro real de situación: la declinación de la oferta hidrocarburífera responde, en primer lugar, a la madurez geológica de los principales reservorios. Mejores o peores condiciones económicas permiten morigerar o no el rendimiento decreciente de los yacimientos. Pero la pérdida de volúmenes es, geológicamente, inevitable. “Llevó tiempo explicarle a los funcionarios que el descenso de la producción no obedecía a que las petroleras tenían el gas pisado, sino a cuestiones de geología”, admite un alto directivo de YPF.

La petrolera controlada por el Estado representa un 32 por ciento del upstream de hidrocarburos

Una vez incorporado ese diagnóstico, que no estuvo exento de fuertes internas entre los Ministerios de Planificación y de Economía con el managment de la mayor petrolera del mercado, el Ejecutivo cambió el enfoque y dictó un conjunto de normas tendientes a reactivar la inversión.

La resolución 1/2013 de la Comisión –publicada en enero de ese año– sentó las bases del Plan de Inyección Adicional de Gas, que autorizó al Estado a pagar US$ 7,50 por millón de BTU –tres veces más que la media del mercado– por la nueva producción del fluido, que explica un 51 por ciento de la matriz energética.

El Decreto 929 –que lleva la firma de la presidenta Cristina Fernández– habilitó a las petroleras que inviertan más de US$ 1000 millones a exportar un 20 por ciento de su producción sin retenciones y les garantizó la libre disponibilidad de los fondos que esas operaciones generen. Y el Decreto 927, también, de julio del año pasado, redujo la carga impositiva para las empresas que importen equipos de perforación, un bien escaso en el parque local, a raíz de la mayor actividad de YPF.

El aggiornamento del régimen regulatorio permitió la firma del contrato de farm-in entre YPF y Chevron, en función del cual la compañía estadounidense –una de las cinco mayores petroleras del planeta– invirtió, el año pasado, US$ 1240 millones en el proyecto piloto de shale oil Loma La Lata y Loma Campana, sobre Vaca Muerta.

Las mismas dudas
Pero el resto de las empresas no parecen estar convencidas. Alegan que sus criterios de evaluación de una inversión son diferentes a los de YPF. “¿Cómo justificar desembolso intensivo de capital sin tener la garantía de que se podrá girar utilidades fuera del país?”, se pregunta el presidente de una petrolera local. “El marco regulatorio posee normativas que se contradicen entre sí. Es necesario precisar el funcionamiento del esquema de precios”, razona otro ejecutivo, en la misma línea. La incertidumbre del mercado cambiario no contribuye a alejar esos fantasmas. “Importar un equipo de drilling cuesta cerca de US$ 25 millones. Es difícil invertir ese dinero, sin un contrato a mediano plazo ni la certeza de que se podrá disponer de las ganancias en dólares”, razona el gerente Comercial de uno de los grandes proveedores de servicios petroleros.

Según Enrique Devoto, ex secretario de Energía (2002/2003), el desarrollo comercial a gran escala de Vaca Muerta requiere inversiones de, al menos, US$ 10.000 millones por año en el próximo quinquenio. Eduardo Eurnekian, titular de Corporación América, quien aspira a incrementar su presencia en el negocio del oro negro, fue, incluso, más allá. “La explotación de los no convencionales exige entre US$ 17.000 millones y US$ 25.000 millones”, cuantificó año pasado, durante su presentación en la AOG.

Inversores se buscan
¿Existen petroleras con espalda para movilizar esos recursos? Y, más importante aun, ¿están interesadas en hacerlo? La respuesta a esas preguntas exige un análisis pormenorizado. De las 10 petroleras que explican el 75 por ciento de la producción local de crudo y gas, sólo tres son de capital nacional: Bridas, que posee un 40 por ciento de PAE (pero controla su management); Pluspetrol, que hoy ocupa el tercer lugar del ranking; y Tecpetrol, la operadora de Techint. El resto son compañías internacionales, entre las que figuran Chevron, Petrobras, Total y Sinopec.

La escasez de empresarios petroleros nacionales –entre fines de los ’90 y principios de la década pasada se vendieron PeCom (Perez Companc) y San Jorge (de las familias Priú y Ostry)– es una señal de debilidad. En tanto que la complejidad de las compañías argentinas para acceder a los mercados internacionales de crédito –y el consecuente encarecimiento del costo financiero–, sumado a la falta de empresarios con la envergadura suficiente para de-sembolsar el capital intensivo que requiere el desarrollo petrolero, no ayudan a superar ese obstáculo.

Chevron_-_IMG_crop_1374004696111.jpg

Llegada. La presencia de Chevron como socio de YPF fue con los ojos puestos en Vaca Muerta. Foto: Bloomberg.

Por ahora, sólo Eurnekian, quien, hace un año, adquirió el paquete accionario de Compañía General de Combustibles (CGC), el brazo petrolero histórico de Sociedad Comercial del Plata, de Santiago Soldati, demostró intenciones de elevar su perfil. Sin embargo, aún no concretó ninguna operación en esa dirección, más allá de intentar seducir a YPF con una inyección de US$ 500 millones, que nunca se materializó.

Todavía más ecléctico fue Carlos Bulgheroni, presidente de Bridas. En diciembre de 2012 firmó un Memorando de Entendimiento (MOU, por sus siglas en inglés) con YPF para explotar en conjunto dos áreas en Neuquén con acceso a Vaca Muerta. Cuando se anunció, se contemplaba una inversión inicial de US$ 500 millones (número de moda en la industria). Sin embargo, el documento expiró en julio del año pasado.

No convencional
Desde Vaca Muerta, YPF explota, en total, cerca de 17.000 barriles equivalentes de petróleo por día (bep/d) de shale oil. Es, apenas, un 4 por ciento de la producción de petróleo a nivel nacional. Pero la compañía tiene activos en ese play no convencional 19 equipos de perforación, un 15 por ciento del total de los empleados por toda la industria (110). El resto de las operadoras de la cuenca Neuquina transita por un estadío anterior. La francesa Total Austral lanzó, en octubre, una inversión de más de US$ 300 millones en su proyecto piloto de shale gas en el campo Aguada Pichana, su mayor yacimiento en la provincia que gobierna Jorge Sapag.

La petrolera europea opera la concesión –uno de los grandes yacimientos gasíferos del país– y es propietaria del 27,7 por ciento del campo, al igual que YPF y Wintershall, dos de sus socios. El cuarto es PAE, que posee un 18,18 por ciento del paquete.

El programa prevé la perforación de 12 pozos de tipo horizontal, con una elevada cantidad de fracturas hidráulicas (entre 15 y 20 por cada pozo), según comentaron desde Total Austral, que, este año, presentó a su director General en el país. Se trata de Jean-Marc Hosanski, quien viene de comandar las actividades de la petrolera francesa en Venezuela, con lo cual tiene amplia experiencia en mercados regulados. Reemplazó a Javier Rielo, quien estuvo siete años en el cargo.

Por ahora, sólo Eurnekian, quien, hace un año, adquirió el paquete accionario de Compañía General de Combustibles (CGC), el brazo petrolero histórico de Sociedad Comercial del Plata, de Santiago Soldati, demostró intenciones de elevar su perfil. 

Al mismo tiempo, la operadora francesa puso en marcha dos importantes proyectos en el Mar Argentino, al sur de Tierra del Fuego. Por un lado, licitó, en agosto, la contratación de rigs de perforación para ampliar la producción de gas del yacimiento marino Carina-Aries, el mayor complejo offshore del país. La UTE liderada por Total, de la que, también, participan PAE y la alemana Wintershall, prevé, además, incorporar una jack-up de perforación que debería arribar al país durante el primer trimestre del año que viene.

La ampliación de Carina-Aries demandará una inversión cercana a los US$ 300 millones. Y prevé la perforación de dos pozos horizontales en aguas profundas del Mar Argentino. El proyecto es seguido con expectativa por el Gobierno, dado que permitirá incrementar la producción de gas, el objetivo que desvela a los funcionarios con responsabilidad en el área energética.

Es que la oferta de gas registró un nuevo tropiezo en 2013: se retrajo un 6 por ciento. Se estima que, una vez concluida la ampliación de Carina-Aries, planificada para fines de 2015, el campo incorporará hasta 5 millones de metros cúbicos diarios (MMm3/día) más de gas, para llegar un total de casi 24 MMm3/día. Es decir, un 20 por ciento de oferta nacional del fluido, que hoy ronda los 116 MMm3/día.

A su vez, la petrolera europea anunció, en octubre, el lanzamiento de otro proyecto offshore, denominado Vega Pléyade, también, en aguas de Tierra del Fuego y propiedad del mismo consorcio de empresas.

La iniciativa, que dinamizará inversiones por US$ 1200 millones, apunta a poner en producción un campo gasífero en las aguas de la cuenca Austral, a fin de incorporar una producción cercana a los 8 MMm3/día de gas. No sólo contempla la perforación de dos pozos horizontales. Además, prevé el tendido de un gasoducto submarino de 80 kilómetros, hasta la planta compresora de Cullen, en territorio fueguino.

Plan de acción
PAE participará de esas operaciones offshore. Pero, también, busca incrementar su presencia en Neuquén. Consolidado como el principal jugador del Golfo San Jorge, invertirá, este año, US$ 190 millones para producir tight gas en el área Lindero Atravesado, la única concesión que opera en Neuquén. El objetivo es explotar arenas compactas (tight sands) de la formación Grupo Cuyo. En tanto que Petrobras, el tercer productor del fluido, que, en los últimos años, redujo su actividad de manera directamente proporcional al crecimiento de las versiones que pronosticaban su salida del mercado argentino, tiene, en carpeta, la perforación de cinco pozos de exploración en targets no convencionales.

De las 10 petroleras que explican el 75 por ciento de la producción local de crudo y gas, sólo tres son de capital nacional

Buena parte de las expectativas de la industria están colocadas en los trabajos exploratorios de Exxon Mobil, la petrolera privada más grande del globo, que estudia un conjunto de áreas en Vaca Muerta. Su programa en la Argentina preveía, inicialmente, inversiones por US$ 250 millones para perforar cerca de 15 pozos en plays no convencionales. Pero en la AOG 2013, Ricardo Livieres, gerente de Operaciones de ExxonMobil Exploration, señaló: “Los desembolsos se actualizaron y se invertirá mucho más que eso”. Aunque el ejecutivo no precisó los números finales.

En una situación similar está Shell, que evalúa tres proyectos no convencionales en la cuenca Neuquina. La petrolera angloholandesa –que cuenta con una ínfima producción de shale oil (cercana a 50 m3/día) en Sierras Blancas– posee dos equipos de perforación contratados en la cuenca Neuquina, por lo que incrementará su actividad en 2014.

Bajar los costos
La gran preocupación de la industria gira en torno a los costos de producción en Vaca Muerta.  El año pasado, Alejandro Bulgheroni, vicepresidente de PAE, advirtió: “Será muy difícil desarrollar de forma rentable los proyectos en la cuenca de arcillas generadoras de Vaca Muerta. Enfrentamos dos desafíos. El primero tiene que ver con mejorar la productividad de este tipo de yacimientos. El segundo, con alcanzar costos comparativos con el mundo”, señaló.

Galuccio, también, admite la necesidad de bajar los costos de perforación. YPF avanzó bastante en un aspecto de esa ecuación. Logró reducir de US$ 12 millones a US$ 7,5 millones el costo total de los pozos al optimizar los costos de perforación. Hace dos años, la compañía tardaba 45 días por cada perforación. Hoy, le lleva, en promedio, alrededor de 21 días. Y la meta a mediano plazo es que no le demande más de 15 días.

La tarifa de un equipo petrolero ronda los US$ 1800 por hora. En total, la perforación de un pozo le cuesta a la petrolera US$ 3,7 millones. Sin embargo, a esa cifra, hay que sumarle los costos de completación, es decir, el precio de las fracturas hidráulicas para estimular la producción no convencional de hidrocarburos.

A raíz de la poca oferta en el mercado local, los sets de fractura siguen teniendo costos mucho más elevados que los de los Estados Unidos. Cada etapa de estimulación se paga hasta ocho veces más que en el país del Norte.

Otra clave es reducir el valor de los insumos utilizados durante la fractura. En esa dirección, YPF planea comenzar a producir en el país las arenas surfactantes, que se inyectan en los pozos a través de la fractura. “Vamos camino a eso y, también, es prioritario disponer de mayor oferta de equipos de fractura para reducir su costo”, precisa Pablo Iuliano, director de la Unidad No Convencional de YPF. “Está claro que la Argentina será un país si logramos desarrollar de forma exitosa el potencial de Vaca Muerta. Y otro muy distinto, si no lo hacemos”, concluye.  

La edición original de este artículo se publicó por primera vez en el número 245 de la revista Apertura.



¿Te gustó la nota?

Comparte tus comentarios

Sé el primero en comentar

Videos

Notas Relacionadas