El geólogo especializado en hidrocarburos y presidente de New Milestone, Daniel Alberto Kokogian, fue entrevistado por el portal Energía Estratégica, y analiza cada uno de los factores que inciden en la explotación de este mega proyecto de Vaca Muerta.

INFRAESTRUCTURA

Con respecto a la Infraestructura Kokogian considera que es un aspecto en principio favorable, ya que existe una red caminera y de logística implementada para la Cuenca Neuquina desde hace tiempo, aunque al desarrollarse de forma masiva Vaca Muerta colapsará. Neuquén anunció la construcción de una autopista Neuquén-Añelo, lo que ayudaría a mejorar el tráfico y los accesos, aunque asegura que pasar de los anuncios a los hechos puede ser una odisea. Una fuente de financiamiento para estos proyectos podría ser la que se implementó por ejemplo el Estado de Pennsylvania (USA), que generó un impuesto específico a las compañías involucradas destinado a generar y mantener la estructura vial, ya que la existente fue saturada y semi-destruida por la cantidad impresionante de camiones de alto tonelaje que se usan.

ACCESO AL CAPITAL

El experto aseguró que es un “cuello de botella inexorable”, debido a que la inversión de capital necesaria durante el supuesto desarrollo de Vaca Muerta requerirá de un flujo de capital intensivo y permanente, donde de acuerdo al nivel de actividad se pueden llegar a necesitar desde 5000 millones de dólares por año a 10.000, incluso 15.000, aunque insiste que todo dependerá del nivel de actividad, y de ningún modo será una cifra menor a 5.000 millones por año.

Pensar en desarrollar Vaca Muerta sin financiamiento externo inhibiría absolutamente cualquier desarrollo masivo, por ello estas inversiones se deberán repetir anualmente por más de 10 años, lo que indica claramente que se necesitaran capitales externos para el financiamiento y llegarán únicamente si se trabaja sobre las condiciones macro, como marco regulatorio, condiciones de mercado, disponibilidad de divisas, expatriación de capitales, entre otros.

RECURSOS HUMANOS

El personal calificado cada vez es más escaso, donde es común ver como las empresas se “roban” personal unas a otras, y también comienza a visualizarse a gran parte de la fuerza laboral con condiciones mínimas de entrenamiento. En algún momento la industria deberá sentarse a charlar con los sindicatos para revisar algunas de las medidas que fueron implementándose en los últimos años y que claramente afectan la competitividad de todo tipo de proyectos. Debe alcanzarse el consenso para modificar ciertas prácticas que se implementaron en época de crisis y que después quedaron de por vida. Si se desarrollan los no convencionales va a haber trabajo para todos y se necesitará incluso incorporar personal que actualmente no está en las áreas de producción petrolera.

MARCO REGULATORIO

Actualmente se discute si se necesita o no una nueva Ley de Hidrocarburos, y paralelamente existen proyectos de resolución para acordar ciertos parámetros generales a aplicar en las diversas provincias, lo cual está generando discusiones un tanto estériles y parece que mucha gente está contando la plata antes de tenerla.

“Si los políticos no entienden que los no convencionales son recursos, que no son reservas y que precisamente ese es el desafío, transformar recursos en reservas, podemos asegurar que cualquier esfuerzo resultará en vano. Como ya se comentó, todo indica que un posible desarrollo masivo de Vaca Muerta u otro no convencional requerirá de un flujo de capitales no disponible a nivel local”, señaló Kokogian.

“Si esto es correcto. ¿Quién va a traer dinero sin poder repatriar dividendos? ¿Quién va a traer dinero para que se lo cambien a dólar oficial y después tenga que afrontar gastos dolarizados a cualquier otro referente del dólar? ¿Quién va a traer inversión en un país donde el precio del producto, en este caso petróleo y gas, está sujeto al humor político de turno? Estos puntos y muchos otros que podrían mencionarse, con seguridad, generaran la aprobación de una parte de la opinión pública y también generarán un fuerte rechazo en otra parte tan importante o quizás mayor de la gente”, vaticinó.

“Pero aquí debemos ser claros y no dejarnos tentar por arrebatos simples de supuestas defensas nacionales. Hoy la mejor defensa de la soberanía nacional no es proclamando una supuesta independencia económica, que al mismo tiempo acarrea una factura de importación de energía absolutamente insostenible en el tiempo, sino generar las condiciones para que una inversión masiva en nuestras cuencas genere mayor producción, mayor trabajo para los habitantes del país y minimice o elimine la sangría de dólares por la importación de energía. Son los hidrocarburos los que podrán llenar ese “gap” entre producción y consumo, o serán necesarias otras formas de energía para llegar a ese objetivo. Aquí podríamos escribir hojas y discutir durante meses o años, no es claramente la intención, pero no es arriesgado asegurar que un 89 por ciento de la matriz energética asentada en petróleo y gas es un despropósito que debe ser modificado, con prisa y sin pausa. Llevará años pero sería, al menos imprudente, depositar todas las fichas a los hidrocarburos”, afirmó el especialista.

CONDICIONES GEOLOGICAS

Se da por descontado, se sabe que existe y allí están los recursos, solo hay que ir y sacarlos. “Una afirmación de ese calibre no tiene en cuenta que la cuestión no es avanzar en el proyecto y sacarlos, sino extraerlos y no perder dinero. Hoy por hoy, en una etapa inicial, podríamos llamarla piloto de la explotación de Vaca Muerta, los pozos no son económicamente rentables. Algunos dirán, eso no es cierto, los pozos de petróleo son rentables. Y en verdad, es una discusión abstracta, ya que lo que importa es que significa que un pozo sea rentable. ¿Significa lo mismo para todo el mundo? O está en relación a los objetivos económicos que se busquen”, indicó Kokogian.

“Hoy parecería ser que los pozos de petróleo que ya se perforaron podrían tener un pay out de alrededor de 7-8 años. Este número es tentativo ya que no se cuenta con toda la información necesaria para afirmarlo, pero claramente no son 3 años ni tampoco más de 10. ¿Es eso económico? Para gran parte de la industria petrolera mundial la respuesta es no. Se verá si esa ecuación puede mejorarse. Hay pocas variables que influyen, sube el precio del producto que se vende, baja el costo de los pozos o una combinación de ambos. ¿Se logrará? Parece ser en cualquier escenario que esa energía futura proveniente del petróleo no va a ser más barata que la actual, será más cara; y este no es un dato menor”, detalló.

“Respecto del gas, los resultados son muy poco alentadores. Prueba de ello es el mismo proyecto Vaca Muerta que viró de ser un proyecto para proveer 100 años de gas allá por el 2010 a un proyecto que trata de producir petróleo de manera económica. Nadie en el trayecto explicó porque este cambio. En realidad no se necesita explicación, los resultados de los pozos de gas distan de ser positivos, también en los que se realizaron a Molles, y requerirían de un precio de gas varias veces superior a los actuales de mercado. ¿Hay espacio para elevar esos precios? La respuesta es que comparando contra los valores de importación, si, no cabe duda. Pero entonces volvemos al punto inicial de este tópico. Si logramos producir gas de no convencionales el precio no será más barato sino más alto que los actuales”, clarificó.

“En definitiva, la clase política debe entender que lo que tenemos hoy en el subsuelo son recursos, que para transformarlos en reservas, de ser exitosos, se necesitaran capitales, muchos de ellos externos y que quien pone el capital para transformar un recurso en reserva pasa a ser un socio, no es un alguien que presta dinero y mira de afuera, es alguien que trae el dinero, también en muchos casos el “know how” y que va a reclamar ser tratado como socio y no como un rapiñador serial”.

“Por otra parte, sería saludable que no dilapiden tiempo y esfuerzo en pelear Nación y Provincia para ver quién controla y quien saca más beneficio de algo, ya que como se mencionó ya, todavía no existe”.

CONDICIÓN DE MERCADO

Siendo la Industria petrolera una de las más globalizadas, la competencia por el capital es total y absolutamente global. Afortunadamente, hay capitales disponibles para inversiones en hidrocarburos como pocas veces hubo en el pasado. El reto será ser inteligentes para atraerlas.

Un paso fundamental sería “anclar” el precio del petróleo a alguno de los indicadores mundiales, WTI, Brent o una combinación de ambos. No se plantea aquí que el precio sea el WTI o el Brent sino que se los tome de referencia. ¿Noventa por ciento del WTI? ¿Ochenta por ciento del WTI? Habrá que discutir cual será esa referencia aunque parece aconsejable que no se desfase demasiado de los valores “full”, y por ese camino eliminaremos una de las dudas fundamentales que tienen los inversores. ¿Cuánto recibiremos por el barril producido? ¿Ese precio lo decide algún funcionario de turno? Es imprescindible tomar una decisión en este aspecto.

El precio del gas es distinto. No hay referencias globales, sino regionales. Pues bien deberemos analizar cuál es el precio que utilizaremos, nuevamente, “anclado” a variables regionales, como para nuestro caso puede ser, precio del LNG, precio de Bolivia, costos de producción internos, entre otros. Alguien podrá decir, para que tomarse ese trabajo, si podríamos dejar que lo haga el Mercado. Es una posibilidad, no soy economista, pero vistos los resultados, nadie podría negar que algunas de las decisiones libradas absolutamente al Mercado en los últimos años, como por ejemplo la construcción de gasoductos a Chile, que luego quedaron vacíos a los pocos años, resultaron al menos calamitosas.

¿De qué otra manera se podría definir la decisión de construir 8 gasoductos de exportación para quedarnos sin gas a los 5 años? En EEUU y Canadá hay centenares de empresas explotando los shale y miles E&P de todo tipo. Acá hay una veintena de empresas y un puñado en el shale ¿Vamos a desarrollar Vaca Muerta solo con YPF y dos o tres más? Es un delirio que no resiste el menor análisis.

Hace unos años en un seminario en USA un experto del tema analizó el “negocio” petrolero en el Golfo de México. En ese momento luego de más de 20 años de trabajo allí el NPV (Net Present value ) daba cero. O sea al algunos les había ido muy bien y a otros, bien, a otros mal, y a otros terriblemente mal. Pero la maquina sirvió para abastecer de petróleo y gas a USA. No quiere decir que les fue bien a todos. Ergo…hay que diversificar el riesgo con muchos jugadores. Quien diga lo contrario no entiende esta industria o…tiene ambiciones políticas.

Se está comunicando que los últimos pozos perforados son mucho mejores que el promedio de los más de 250 perforados hasta ahora. Lo que no está claro es si ese mejor rendimiento es debido a mejoras de perforación y terminación o es que se encontraron mejores condiciones de reservorio, o lo que en ingles se llama “sweet spots”. La diferencia no es menor, sino que es crucial, porque en el primer caso uno podría interpretar que lo que va a ser mejor de ahora en más es el “pozo tipo” y entonces los resultados económicos mejorarán. Mientras que si se trata de un “sweet spot” dependerá de cuán grande sea, pero no podrá usarse como “pozo tipo”. El “pozo tipo” seguirá siendo generado por todos los pozos perforados y no solo por los mejores.