Por cada metro cúbico que ingresa, hay unos tres de petróleo neuquino y rionegrino que dejan de refinarse. La silenciosa batalla para bajar el crudo nacional.
Pese a que las ventas cayeron un 0,5% con respecto a 2015, las importaciones de gasoil de parte de las refinerías que operan en Argentina aumentaron un 28%. El dato, por demás curioso, enciende las alarmas en Neuquén y Río Negro: cada metro cúbico de combustible que ingresa del exterior son al menos 18 barriles de petróleo local que dejan de refinarse. En otras palabras, viene de afuera lo que podría producirse en el país.
El dato surge de las estadísticas del Ministerio de Energía de Nación y no incluye las compras de Cammesa. Consultadas por este fenómeno, fuentes del gobierno aseguraron a “Río Negro” que el mercado de importaciones está desregulado. Sin embargo, todos saben en el sector que ningún barco de combustible o de petróleo crudo ingresa al país sin la venia del ministro Juan José Aranguren.
La intención del funcionario es dar un bálsamo a las refinerías nacionales, las cuales, según denuncian ellas mismas, vienen con precios atrasados desde la devaluación de diciembre de 2015. El gasoil que se compra afuera cuesta un 30% más barato que el que se produce en Argentina, donde la principal materia primera, el petróleo, tiene un valor de incentivo.
Ese combustible llevado al surtidor deja una rentabilidad mucho mayor para los importadores. El precio promedio comprado en el extranjero fue de unos 5,2 pesos por litro de gasoil premium. Aún sumando impuestos por un 100% (lo que llevaría el precio a unos 11 pesos), está muy por debajo de los 17 que cuesta en surtidores de la región o los 19 al norte del río Colorado.
La estrategia termina generando una sobreoferta de crudo del tipo Medanito, que es el que sale de Neuquén y Río Negro, y que ya no encuentra mercado. El petróleo que “sobra” –algo impensado tan sólo hace dos años atrás- termina vendiéndose a un precio más barato, lo que presiona a la baja el valor del barril criollo. El mismo está en la mira de Aranguren desde hace varios meses, tal como anticipó a este diario.
Un pequeño operador de Río Negro confió a este medio que desde la semana pasada todas las grandes refinerías le aplicaron recortes al precio de compra del crudo local, que se liquida a un promedio de 65 dólares. Esta situación, que se repite desde que arrancó 2016, hizo caer la producción de crudo Medanito casi un punto en el último año.
Desde hace varias semanas, el gobernador Omar Gutiérrez busca resistir la baja del barril criollo, un proceso que está en negociación pero que ya comenzó de facto con medidas heterodoxas como son, justamente, la convalidación de una mayor importación de combustibles.
5,2 pesos costó en promedio el litro de gasoil importado. Con impuestos, queda 5 ó 6 pesos abajo del valor en surtidor.
“Es natural que un crudo que sobra se venda más cerca del precio de importación y uno que falta más cerca del precio local”. Juan José Aranguren, ministro de Energía, sobre cuánto debe costar el barril.
Lo que el veterano dirigente petrolero no dijo es que la cuestión de fondo en la discusión entre gobernantes, gremialistas y empresas pasa por la rentabilidad de Vaca Muerta en tiempos de precios deprimidos del petróleo. El consultor Hugo Giampaoli, de GiGa Consulting, presentó días atrás, en un encuentro del IAPG realizado en San Carlos de Bariloche, un análisis de la información pública que recopila entre más de 600 pozos perforados en la provincia, en el que pone en perspectiva el punto actual de madurez del desarrollo de Vaca Muerta, según consigna la página web neuquina Vaconfirma.
El cálculo económico indica que los pozos verticales no fueron rentables, mientras que los resultados más recientes de pozos horizontales son prometedores, teniendo en cuenta que aún hay un amplio margen para evolucionar en la curva de aprendizaje, pone de manifiesto.
El aumento en la actividad de los últimos tres años generó un aprendizaje que permitió bajar los tiempos de perforación y, consecuentemente, los costos. En 2010 se tardaba 42 días en realizar un pozo vertical, mientras que este año se llegó a 29 días.
El estudio presentado por Giampaoli realiza un ejercicio de extrapolación del comportamiento a 25 años de los pozos para conocer el orden de magnitud de la recuperación final esperada (EUR por sus iniciales en inglés).
De esa forma, el valor medio de EUR para los pozos verticales es de 130 millones de barriles (Mbbl).
El trabajo indica que ese tipo de perforaciones tuvo resultados decepcionantes luego de un comienzo esperanzador. En los inicios de la perforación se obtuvieron algunos buenos resultados, por lo que se esperaba que, con mejor conocimiento de las zonas y técnicas adecuadas de "completación", se obtuvieran resultados que justificaran un desarrollo basado en pozos verticales.
Con el tiempo, sin embargo, las curvas de producción mostraron comportamientos peores que los previstos.
Muchos pozos que parecían haber alcanzado tendencias estables de declinación, cayeron bruscamente. Otros nunca abandonaron la fuerte declinación exponencial inicial.
El caso más emblemático del bajo rendimiento de pozos verticales se da en la porción sur de Loma La Lata, donde entre 2014 y 2015 se perforaron 127 pozos, de los que solamente 2 superarían la EUR de 150 Mbbl, y 61 pozos estarían por debajo de 50 Mbbl, con un promedio de 55 Mbbl por pozo.
Ahí se indica que, con una EUR de 150 Mbbl, sería necesario reducir el costo del pozo a unos 4.5 MM$ para lograr una rentabilidad del 10%.
Al precio del crudo Medanito del año pasado (US$ 75), sólo el 5% de los pozos verticales (24 de 459) alcanzarían una rentabilidad (TIR) mínima del 10%.
El informe de la consultora asegura que para poder dar continuidad al desarrollo de la ventana de black oil de Vaca Muerta (zona de Añelo) será necesario apuntar a los pozos horizontales.
Según sus proyecciones, aproximadamente el 30% de los realizados, a un costo promedio de US$11 millones, estaría por encima del umbral de rentabilidad del 10%.
Para tener una referencia del potencial de Vaca Muerta, GiGa Consulting compara el mejor pozo tipo de Vaca Muerta contra el promedio de la formación shale Eagle Ford, de Estados Unidos.
Asegura en ese sentido que “en Vaca Muerta existen pozos que alcanzan los mejores rendimientos de Eagle Ford, y se ha estimado que el rendimiento medio a 270 días es de unos 80 Mbbl”, similar a los valores obtenidos en 2012 en el shale estadounidense.
“Esto indica que, desde el punto de vista de los resultados de producción, Vaca Muerta está demostrando ser un play de clase mundial”, agrega.
La media para los primeros 3 meses de vida de un pozo en Texas está en el orden de los 400 Boepd (63.6 m3/d), valores muy similares a los obtenidos en los pozos de Vaca Muerta.
Si se tiene en cuenta que el rendimiento de los pozos horizontales neuquinos no tiene nada que envidiarle a los de EE.UU., se concluye que la clave de la rentabilidad de Vaca Muerta pasa por bajar los costos.
“En este sentido, es bien sabido que por cuestiones de escala y otros factores macroeconómicos, los costos de los productos y servicios en nuestro país son más caros, y no es mucho lo que la industria puede hacer al respecto. Lo que sí está en nuestras manos es la eficiencia en la perforación, ya que los días de perforación inciden directamente y tienen un gran impacto en los costos. En este punto hay mucho margen para mejorar”, señala el estudio.
El primer pozo de shale de la Argentina lo realizó YPF en junio de 2010. Desde entonces, la empresa nacional fue el actor mayoritario del shale, al perforar 515 de los 602 pozos realizados (85%).
El área de mayor desarrollo de Vaca Muerta es Loma Campana, zona que concentra el 75% de los pozos y el 90% de la producción de petróleo, sobre una superficie de aproximadamente 33 km x 6 km.
Vaca Muerta, a diferencia de Estados Unidos, tiene la particularidad de que sólo 104 pozos (17% del total) son horizontales.
YPF comenzó el desarrollo del shale con perforaciones verticales, estrategia que este año abandonó a la luz de los magros resultados.
La producción de Vaca Muerta alcanza los 24,183 barriles diarios (bbl/d) de petróleo y 4.2 millones de metros cúbicos diarios (MMm3/d) de gas, y se espera que siga en aumento en los próximos meses.
Las empresas del sector que operan en la provincia buscarán aumentar la producción de hidrocarburos, según la previsión del secretario de Energía Sebastián Caldiero, quien precisó a Télam que a fin de este año se registrará un crecimiento anual de 10% en la extracción de gas en el distrito.
"Las concesiones prorrogadas hace dos años anunciaban inversiones para 2017 por u$s 403 millones", puntualizó el funcionario provincial, y se mostró confiado en que las operadoras (YPF, Pampa Energía y Entre Lomas, entre otras) "cumplirán con los compromisos asumidos".
"Desde la prórroga logramos un repunte de la actividad, en mano de obra y en ingresos económicos para la provincia", señaló.
Agregó que, a partir de ese momento, "pudimos torcer la curva descendente del declino natural de los yacimientos y, no sólo detener la caída, sino obtener una leve alza en producción".
Recordó también que, en exploración, el gobierno provincial "licitó una nueva área, denominada Chelforó, de 6.800 Km2, con una inversión comprometida para el período 2016-2018, de 7,9 millones de dólares".
"En octubre pasado se empezó con las tareas de exploración en campo, aerogravimetría, y se prevé para el primer trimestre de año las tareas de sísmica. Con eso -añadió- hemos logrado un poco más de actividad y levantado nuestros índices de recaudación ya que, con la renegociación, se acordaron tres puntos más de regalías por mes".
Actualmente, Río Negro, percibe "unos 200/205 millones de pesos" cada 30 días por regalías hidrocarburíferas, amplió el funcionario en el diálogo con Télam.
Según datos de agosto pasado, la provincia produjo 5.465 metros cúbicos de petróleo por día, lo cual ubicó a Río Negro por detrás de Chubut (23.834 m3/d), Neuquén (16.557), Santa Cruz (16.539) y Mendoza (12.440).
Con esos datos, Río Negro se constituye como la quinta productora de petróleo a nivel nacional y la séptima en gas, con un yacimiento en crecimiento, Estación Fernández Oro, donde se extrae casi la mitad del gas provincial.
Caldiero aludió luego a las mejoras registradas en producción de gas y especificó que "la provincia produjo, en agosto, 4.653 millones de m3/día, sobre todo, por el desarrollo del yacimiento Fernández Oro".
"Ese yacimiento aumentó un 27% la producción de tight gas en relación con el 2015, lo cual permitirá incrementar, hacia fin de año, un 10% en toda la provincia", precisó.
La producción aumentó pese a que bajó la cantidad de equipos de perforación que las compañías pusieron en marcha este año en el territorio provincial.
Al respecto, indicó que las petroleras redujeron de 102 (en 2015) a 81 equipos de perforación durante este año, e idéntica situación se registró en equipos de ´terminación y work over´, con 124 y 70 unidades, respectivamente, en la comparación interanual.
Sin embargo, y pese a las cifras estimulantes y las perspectivas de mejoras, Caldiero reclamó mayor participación al Ministerio de Energía y Minería de la Nación para discutir "el precio interno del barril de petróleo, la productividad en el sector y la situación laboral con los gremios".
