El petróleo está planchado y el gas, subsidiado. En ese escenario, los gastos en producción adquieren una preponderancia determinante para el futuro de la formación neuquina.
Bajar los costos de producción es la cuestión central para las compañías que operan en Vaca Muerta para que vuelva a ser apetecible invertir en la búsqueda y extracción de petróleo.
Esto, debido a que no se sospechan mayores cambios en la cotización internacional del crudo, que se planchó en torno a los 50 dólares el barril, menos de la mitad del precio al que trepó en 2012. Mientras tanto, las compañías están concentradas más en el gas que en el crudo, una estrategia que se explica en buena medida por el precio sostén que aseguró el gobierno nacional a fuerza de subsidios destinados a las empresas que se decidan a inyectar el fluido a la red desde la roca del subsuelo del norte neuquino.
Por ser la primera compañía en desembarcar fuerte en la formación neuquina con su proyecto compartido con Chevron para el área Loma Campana, YPF tiene más experiencia que ninguna empresa y por lo tanto va a la cabeza en materia de costos de producción en Vaca Muerta. Fuentes de la compañía consultadas por este medio en el centro de operaciones de Loma Campana explicaron que con una fuerte política destinada a la reducción de costos se ha llegado a una cifra que los expertos consideran auspiciosa: 8,7 millones de dólares por pozo.
Según las últimas estimaciones de costos de YPF, para sacar un barril de petróleo en Loma Campana la empresa gasta unos 12,9 dólares, apuntó la fuente de la compañía durante una charla con periodistas de la región.
De todos modos, la estrategia en pos de abaratar la producción sigue en marcha y requiere de medidas agresivas para llegar al umbral de los 6 millones de dólares, que es lo que consiguen las empresas que extraen no convencionales en Houston, Texas, Estados Unidos, la meca mundial de los hidrocarburos no convencionales.
En ese sentido, el objetivo que se ha impuesto YPF es llegar a extraer un barril con un costo de 10 dólares a fines del año que viene, como lo especificó hace poco tiempo el ingeniero Pablo Bizzotto, vicepresidente ejecutivo de Upstream de la empresa, quien antes de llegar a ese cargo encabezó las operaciones no convencionales desde que se comenzó la exploración en Loma Campana. El cumplimiento de esa meta emparejaría los costos de Vaca Muerta con la cuenca Permian, de Texas.
La baja en los costos de producción conseguida por YPF en Loma Campana está relacionada principalmente con el mejoramiento de las técnicas de extracción y también con la compra y administración de los insumos. A principios de este año, con los yacimientos en baja y un panorama ensombrecido para el futuro de la formación no convencional, el gobierno de Mauricio Macri impulsó una flexibilización laboral en los yacimientos no convencionales, a la que le dio forma en acuerdo con los sindicatos de operarios y jerárquicos del sector petrolero.
Las modificaciones al convenio colectivo de trabajo (CCT) destinadas a abaratar la mano de obra de las petroleras se condensaron en la denominada adenda al CCT, que fue parte fundamental del acuerdo petrolero, que se completó con el destino de plata pública en términos de subsidio para sostener un precio mínimo del gas en boca de pozo que hiciera interesante la inversión para las empresas.
No obstante, cuando está terminando el año, fuentes de la petrolera comprometidas con las operaciones de YPF en Loma Campana aseguraron a LM Neuquén que hasta el momento el costo de la mano de obra en esa área de la formación no sufrió cambios sustanciales. Es decir que la cuenta de los salarios no aportó a la baja de costos de operación hasta ahora. Esperan en la compañía que en breve comiencen a hacerse efectivos los alcances totales de la adenda.
La última discusión que trascendió entre el Sindicato del Petróleo y el Gas Privado, liderado por Guillermo Pereyra, con el sector empresario por la aplicación de la adenda está directamente relacionada con lo que ocurre en Loma Campana. Pereyra planteó que el acuerdo que modificó las condiciones laborales de los afiliados a su gremio no debe aplicarse con retroactividad, entonces, la bajada de la letra fría del acuerdo se complica en la primera posición de YPF en Vaca Muerta debido a que se desarrolló con anterioridad a la celebración de la adenda, con lo cual la mayoría de los trabajadores comenzaron la relación laboral con otras reglas.
Una de las bajas de costos más significativas, después de las ocasionadas por la innovación en las técnicas de extracción, se produjo en la compra de arena. En el inicio de la explotación de Vaca Muerta se importaba la arena para el fracking. Luego, la empresa nacional montó una planta de tratamiento en Añelo para usar arena nacional proveniente principalmente de canteras de Chubut. La arena significa el 15% del costo total de la exploración.
YPF está asociada en partes iguales con la multinacional Chevron en Loma Campana. No obstante, las operaciones de los pozos en producción en el área están bajo la dirección de la petrolera nacional. En la base de operaciones del área situada en Añelo se desempeñan entre 20 y 30 expertos de Chevron junto con los ingenieros de la petrolera argentina. “No hubo desencuentros de ningún tipo”, explicó uno de los responsables de área de YPF en la formación no convencional en referencia a la relación día a día con lo expertos de la empresa foránea.
El Ministerio de Energía dejó sin precio diferencial a casi el 50% del gas que se saca en Neuquén. Los subsidios irán centralmente a los nuevos proyectos. Las empresas anticipan que se afectarán las inversiones y caerá la producción. Este escenario impactará las regalías provinciales.
Los superprecios que permitieron los desarrollos no convencionales de gas en Vaca Muerta llegaron a su fin. Al menos así será para el 44% de la producción neuquina. El ministerio de Energía reglamentó el nuevo Plan Gas (Resolución 46) y estableció que sólo recibirán valores diferenciales los proyectos que comiencen desde cero o aquellos volúmenes que queden por encima del último promedio anual.
La definición, una de las más esperadas en la industria petrolera, cayó como un balde de agua fría para las operadoras. Aseguran que hay ciertos desarrollos que no pueden sostenerse con los precios de mercado, alrededor de los 4 dólares, que esto desalentará las inversiones y por consiguiente se afectará la producción.
El tercero en discordia de esta pelea es el gobierno provincial. El equipo de Omar Gutiérrez estimó en el Presupuesto 2018 un crecimiento de la extracción de gas del 20%. Esperan que el cálculo pase de 55 millones de metros cúbicos diarios a unos 70 millones.
Una fuente del gabinete provincial le bajó el tono al conflicto. Aseguró que las previsiones se cumplirán apoyadas en los nuevos desarrollos. “Es cuestión de ver la película completa y no sólo la foto. El sendero de precios termina en 2021 y el desafío es llegar a esa fecha siendo competitivos”, dijo.
El plan del gobierno nacional es claro: busca reducir los subsidios y redireccionarlos hacia la demanda (usuarios). Además tiene como objetivo mantener los incentivos a la producción de gas para reducir los volúmenes que llegan vía importaciones.
En este camino es que reeditó los programas de incentivo, iniciados en el kirchnerismo, que ofrecían un precio diferencial a los proyectos que mejoren los volúmenes de producción. A diferencia de las versiones anteriores, la Resolución 46 estableció un sendero de precios que comienza en 7,5 dólares por millón de BTU (unidad calórica con la que se mide el gas) y finaliza en 6 dólares en 2021, cuando se armonizan los precios del mercado doméstico.
Además está en marcha la quita de subsidios que mejora por semestre el precio del gas en boca de pozo para las operadoras y que se traduce en aumentos para las boletas que pagan los consumidores.
Por eso en la cabeza del ministro Juan José Aranguren está la idea de pagar un valor diferencial sólo por aquel gas que reemplace a la importación, es decir, solamente cada molécula nueva que ingrese a los gasoductos.
Por el momento el único proyecto que fue confirmado en el nuevo plan de incentivos es Fortín de Piedra que desarrolla Tecpetrol, la petrolera del grupo Techint. En la lista de espera están Exxon, con Los Toldos Sur 1, y PAE con Aguada Pichana Este. Son bloques con una producción inicial mínima que conseguirán precio diferencial para todo lo que extraigan hasta 2021.
Las áreas que ya tienen producción no convencional, muchas de ellas con volúmenes significativos, sólo podrán aspirar a cobrar el precio de incentivo en los metros cúbicos que superen la barrera del promedio anual.
u$s 7,5 asegura el gobierno para el millón de BTU en 2018. En 2021 será de u$s 6. Es más del doble de los valores internacionales.
El gobernador Omar Gutiérrez expuso en Nueva York durante la reunión del Consejo de las Américas que reúne a inversores norteamericanos de distintos sectores económicos y financieros. “Quiero decirles que Vaca Muerta, más allá de su potencial, es hoy una realidad. En Neuquén se invirtieron unos 5.000 millones de dólares y en los últimos años se duplicó la producción de gas y petróleo no convencional”, dijo el Gobernador.
Destacó los acuerdos intersectoriales, las políticas de precio para la industria petrolera y el desarrollo de infraestructura que allanan el camino –dijo– la llegada de nuevas inversiones.
Gutiérrez participa de la visita oficial del presidente Mauricio Macri, pero consiguió de hacerse de una agenda propia. Mantuvo reuniones con inversionistas y directivos de compañías petroleras.
