NICOLAS GANDINI
El sector atraviesa un año de transición con foco en la mejora de la productividad laboral y la competitividad de los costos. Las apuestas a mediano y largo plazo.
La industria petrolera argentina atraviesa un año de transición con foco en la mejora de dos cuestiones interrelacionadas: la competitividad de los costos y la productividad laboral. El desafío consiste en despejar la ecuación económica del negocio con precios internacionales que aún navegan por los
u$s 50, la mitad de lo que cotizaban tres años atrás. Ese brete aplica con mayor claridad para Vaca Muerta, la gran apuesta del sector a mediano y largo plazo.
La formación geológica de la cuenca Neuquina es presentada a nivel mundial como un ingente yacimiento no convencional de hidrocarburos. Petroleras y consultores internacionales insisten en destacar la existencia de recursos petrolíferos (shale oil) y gasíferos (shale gas) entrampados en el subsuelo argentino, pero todavía ninguna empresa demostró ser exitosa en la explotación comercial de esos campos.
Lo que existen -desde hace tres o cuatro años- son proyectos piloto para conocer el comportamiento de la roca y evaluar la respuesta de las tecnologías empleadas para extraer los hidrocarburos. Pero los costos de perforación y completación de un pozo en Vaca Muerta no son aún repagables con el valor actual del barril. De ahí el objetivo común entre privados y el Gobierno de buscar iniciativas para reducir los costos operativos en Vaca Muerta.
El tema integra la agenda de la Casa Rosada. La primera actividad del presidente Mauricio Macri tras sus vacaciones cordilleranas de fin de año fue anunciar, el 10 de enero, un nuevo convenio colectivo de trabajo aplicable para los yacimientos no convencionales. El documento se firmó el 30 de enero y deja en claro que la coyuntura del sector está dictada por un reordenamiento gremial. Entre las empresas eligen hablar de readecuación laboral.
Lo concreto es que la mayoría de los productores -con YPF, el mayor jugador del mercado, a la cabeza- y proveedores de servicios están reduciendo sus planteles (vía retiros voluntarios y también despidos) para recuperar eficiencia operativa. La prioridad, hoy, es la aplicación de estrategias internas para reducir la estructura de gastos a costa de retraer la inversión en los yacimientos. Al menos eso es lo que se desprende de las estadísticas que miden la evolución de la industria local.
A diciembre del año pasado, la actividad petrolera se ubicó en su nivel más bajo de los últimos cinco años. La cantidad de equipos de perforación activos se redujo a 67 trépanos, un 27% menos que en diciembre de 2015 (91 equipos).
La performance de YPF traccionó en esa dirección. La petrolera que preside Miguel Ángel Gutiérrez -que explica casi un 40% de la oferta de hidrocarburos- cuenta hoy con 35 unidades de perforación en actividad, la mitad que en noviembre de 2015. En lo particular, su parate se explica, en buena medida, por la decisión del Ministerio de Energía de terminar con la aplicación de precios diferenciales para crudo que se produce localmente. A partir de enero se puso en marcha un esquema de transición para que el valor doméstico del barril converja en julio con el precio internacional.
La reducción del barril criollo impulsada por la cartera que dirige Juan José Aranguren -que cuenta con el respaldo de la mayoría de las empresas- llevó a YPF a dejar de perforar en reservorios de crudo pesado como los del Golfo San Jorge, ubicados al norte de Santa Cruz y al sur de Chubut. Para la petrolera, la explotación de esos campos -que producen crudo de menor calidad que el neuquino- no es viable con precios inferiores a los u$s 60 por barril. En el Golfo San Jorge, YPF mantiene en actividad apenas 8 unidades de drilling contra los 21 que operaba en diciembre de 2015.
La expectativa es que el nivel de actividad actual sea el piso para empezar a crecer a partir del segundo semestre del año. Macri sostuvo que el convenio firmado con Guillermo Pereyra, secretario del sindicato de petroleros de base de la cuenca Neuquina, y con Manuel Arévalo, líder del gremio de trabajadores jerárquicos, motorizará inversiones en campos no convencionales por u$s 5.000 millones durante 2017.
Son pocos los que creen que los augurios del Presidente llegarán a materializarse. Un relevamiento realizado por El Cronista entre las petroleras con activos en Vaca Muerta ubica esa cifra en alrededor de u$s 3.500 millones.
Se priorizarán los proyectos de gas no convencional, tanto de arenas compactas de baja productividad (tight sands) como de roca generadora de hidrocarburos (shale gas). Los proyectos de shale oil (petróleo de arcillas) perdieron terreno por la caída del precio del crudo. Loma Campana, la explotación conjunta entre YPF y Chevron que supo albergar a 19 equipos de perforación operando en simultáneo para extraer petróleo no convencional, hoy solo cuenta con dos trépanos activos.
La gran apuesta de lo que viene será el gas. Sobre todo porque el sector energético argentino depende cada vez más del gas importado tanto de Bolivia como de los cargamentos de gas licuado (GNL) que llegan a puertos de Buenos Aires (Escobar y Bahía Blanca) y, desde el año pasado, también desde Chile. La meta de Energía es reemplazar esa cuota de gas importado con producción interna del fluido dentro de cinco años.
En esa clave, el Gobierno lanzará en los próximos días un nuevo programa de incentivo a la inversión en gas. El Ministerio de Energía está dispuesto a seguir subsidiando con un precio más alto a aquellas empresas que incrementen sus desembolsos en la Argentina.
En términos conceptuales, la medida que preparan funcionarios que responden a Aranguren funcionará de manera similar al Plan Gas, la iniciativa lanzada por la administración de Cristina Fernández de Kirchner que expira el 31 de diciembre de 2017, aunque con algunas diferencias importantes.
Energía fijará un sendero de precios decreciente para los proyectos de gas no convencional, que arrancará en u$s 7,50 por millón de BTU en 2018, descenderá a u$s 7 en 2019; a u$s 6,5 en 2019; y concluirá en u$s 6 en 2020. La medida no acarreará, a priori, aumentos para las tarifas que pagan los hogares y se instrumentará a través de subsidios directos del Tesoro para las petroleras que certifiquen un aumento de la inversión.
A diferencia del programa vigente, los beneficios del programa de estímulo aplicarán solo para las petroleras que comprometan inversiones de desarrollo en la explotación de gas no convencional. Es decir, solamente regirá para las empresas que garanticen un proyecto de más de u$s 1.000 millones en la cuenca Neuquina. "La etapa de proyectos pilotos está concluida. Ahora, hay que colocar desembolsos a gran escala. Las petroleras que lo hagan dispondrán de precios más competitivos. Las que no, en tanto, deberán justificar por qué no avanzan con el desarrollo", advirtió un funcionario cercano al jefe de Gabinete, Marcos Peña.
Las expectativas de la iniciativa que barajan en Energía son ambiciosas. Según cálculos internos del Ministerio, en 2018 las inversiones en el upstream (exploración y producción) de gas podrían superar los u$s 12.000 millones.
En la industria, en cambio, son mucho más cautelosos e interpretan que en un muy buen escenario las inversiones reales en gas durante el año que viene podrían ascender a los u$s 6.000 o u$s 7.000 millones. En cualquier caso, se promete una fuerte reactivación con relación a los números actuales de inversión.
La producción alcanzó los 29,7 millones de metros cúbicos y se ubicó en un nivel similar al de 1991, antes de la privatización de YPF. El récord se registró en 1998
La producción de petróleo en Argentina llegó a los 29,7 millones de metros cúbicos (MMm3) en 2016, lo que representa una baja de 7% respecto al año anterior. De esta forma, la extracción de crudo local registró su menor nivel en 25 años, de acuerdo a datos del Ministerio de Energía y Minería, consignados por la agencia Télam.
Los especialistas de la industria atribuyen la caída en la producción de petróleo local a los bajos precios internacionales que hubo, sobre todo, a principios de 2016 (cuando el barril rondó los u$s 25), pese a la posterior estabilización a alrededor de u$s 50 el barril. Los valores internacionales se venía derrumbando desde los u$s 110 por barril a partir del segundo semestre de 2014, debido a la sobreoferta global y la menor demanda china.
La merma en la extracción tienen su contraparte en el incremento de las ventas de naftas de 1,4% el año pasado. En 2016, se comercializaron 8.662.446 de metros cúbicos (m3). una cifra que representa un crecimiento del 1,4% interanual. Las ventas fueron potenciadas por una suba de 9% en la Ciudad de Buenos Aires. En el sector explican que la mayor demanda de naftas tiene que ver con el crecimiento del parque automotor y la progresiva desaparición de los vehículos gasoleros.
El récord local de producción petrolera había sucedido en 1998, con 49,1 MMm3, cuando la española Repsol era dueña de YPF. Curiosamente, en 1991, antes de la privatización de YPF, la producción de crudo en Argentina había sido de 28,6 MMm3. No obstante, el kirchnerismo acusó de "vaciadora" a la empresa española y reestatizó -con apoyo de los gobernadores provinciales- la mayoría de las acciones de YPF en 2012, cuando la producción (y la exploración) venía cayendo sistemáticamente y asomaba el potencial de los yacimientos en Vaca Muerta.
En la producción consolidada de petróleo y gas, YPF provee el 44,7% del total, mientras que Pan American Energy (PAE) participa con el 19,3% y Pluspetrol con el 6,2%. El Cronista se contactó con fuentes de YPF, que dijeron: "Presentamos nuestros resultados en marzo y no estamos seguros de que hubiera caído la producción. Si lo hizo, fue por la baja actividad de la compañía, relacionada con algunos conflictos gremiales. Pero ese resultado se explica más por otras petroleras, que vienen desinvirtiendo".
Desde otras compañías, en tanto, aseguraron que su producción anual se mantuvo estable el año pasado e incluso afirmaron que importaron "muy poca nafta, menos de un 5% de lo que se produjo". La extracción de crudo cayó durante 2016 en todas las principales provincias productoras y tuvo descensos más pronunciados en las provincias alejadas de la Patagonia, como Jujuy y Formosa.
La expectativa está puesta ahora en una recuperación, motivada por los mejores precios internacionales, "reglas de juego claras", como definieron los actores del mercado al convenio por Vaca Muerta, y una incipiente reactivación económica.
Por otro lado, las reservas comprobadas sin contar los descubrimientos recientes de recursos no convencionales subieron en 2014 y 2015 (no hay datos aún de 2016), por lo que el potencial productivo de crudo en Argentina está y las condiciones también.
Los descubrimientos de nuevos yacimientos de petróleo y gas disminuyeron a su nivel más bajo en 60 años, porque las compañías frenan las exploraciones y se hace más difícil descubrir campos grandes.
Sólo hubo 174 descubrimientos de petróleo y gas en todo el mundo el año pasado, frente a la media de 400 a 500 por año que hubo hasta 2013, según IHS Markit, el grupo de investigación.
El menor éxito en las exploraciones muestra que probablemente el mundo dependerá cada vez más de los recursos "no convencionales" como el gas y el petróleo shale de EE.UU. para satisfacer la demanda de energía en las próximas décadas.
El tiempo normal desde que se descubre un yacimiento hasta que empieza producir es de cinco a siete años, de modo que el actual déficit de descubrimientos de petróleo y gas implica una oferta menor en la próxima década.
Sin embargo, hay señales de un repunte tentativo de la exploración convencional este año, pues algunas empresas como Statoil de Noruega planean intensificar las actividades de perforación.
Los hallazgos llegaron a sus niveles mínimos en seis décadas en el año 2015, y luego descendieron nuevamente el año pasado hasta cerca de 8.200 millones de barriles equivalentes de petróleo y gas.
La desaceleración refleja no sólo los recortes cíclicos en la exploración que hicieron las compañías que luchan por mantenerse a flote después de la caída de los precios del petróleo y del gas natural desde 2014 sino también el cambio estructural en la industria hacia el shale en tierra y reservas similares, especialmente en América del Norte.
El gasto en exploración se redujo de u$s 100.000 millones en 2014 a u$s 40.000 millones el año pasado, según Wood Mackenzie, otra compañía de investigación.
Los descubrimientos de nuevos yacimientos se comparan con los 190.000 millones de barriles de equivalente de petró leo (BEP) y gas que se agregaron a la base estimada de recursos de América del Norte en los últimos diez años.
