El yacimiento patagónico es un polo potencial de recuperación económica para el país, altamente endeudado. Pero la producción requiere de inversiones que el 'riesgo país' pone en peligro.
La noticia de que un gran inversor abandona el proyecto de Vaca Muerta, en la provincia de Neuquén, es motivo de inquietud en Argentina. La estadounidense Schlumberger, socia en un 49 % de YPF en el bloque de Bandurria Sur, una de las tres áreas principales de extracción de gas, está esperando para este primer trimestre ofertas de compra de su participación.
Pero seguirá en su rol de operadora de servicios especiales, según anunció su director general, Olivier Le Peuch. Las otras dos empresas activas allí son Chevron (EE. UU.) y Petronas (Malasia).
En ese yacimiento de hidrocarburos no convencionales, descubierto en 1920, se depositan grandes esperanzas en cuanto a la recuperación económica del país, en graves dificultades, y ante el desafío de hacer frente a una deuda externa que es la mayor de los últimos 30 años.
Actualmente, la producción de petróleo esquisto (shale oil) en Bandurria Sur es de alrededor de 10.300 barriles por día, y dentro de una década podría llegar a los 58.000 barriles, según la presentación más reciente de YPF a los inversores. Bandurria Sur, junto con Loma Campana y La Amarga Chica, forma la zona más prometedora de Vaca Muerta, de donde se extraen unos 64.000 de los 100.000 barriles diarios de crudo. Allí YPF también produce el 30 % del gas de lutita (shale gas) en Argentina, pero su operación está estancada, según el Instituto Argentino de Energía General Mosconi.
Y los planes del presidente Alberto Fernández para mejorar la producción aún no están del todo claros, si bien el gobierno dijo que enviará al Congreso una ley de hidrocarburos para lograr previsibilidad y "reglas claras e iguales para todos”.
"El panorama de Vaca Muerta es muy complicado. No solo porque se fue Schlumberger, sino porque el negocio está parado”, dijo Fausto Spotorno, economista y director del Instituto de Economía de la UADE, al ser entrevistado por la emisora alemana Deutsche Welle.
Producir hidrocarburos de esquisto implica una inversión mucho mayor en infraestructura y equipamiento que producir petróleo y gas convencional, explica. Los pozos de shale se mantienen abiertos unos tres años, y luego vuelven a cerrarse, por lo cual se debe volver a perforar la roca a través de hidrofractura.
"Eso hace que el negocio requiera de mucho dinero, y que comporte un gran riesgo para las empresas que toman deuda para financiarse”. Sin embargo, lo más dramático, subraya el experto, "es que las tasas de interés de esa deuda están afectadas en Argentina por el riesgo país, que es muy alto y hoy llega a los 2.000 puntos”. Eso hace que muchas inversiones en el país dejen de ser rentables y se tornen riesgosas.
El desembarque de Schlumberger preocupa al Gobierno de Fernández, y con razón, ya que la estatal tendría una deuda equivalente a dos veces sus ganancias anuales. De acuerdo con informaciones de la agencia Bloomberg, la anglosajona Shell y la noruega Equinor estarían interesadas en comprar el 50% de Schlumberger en el bloque de Bandurria Sur, donde están pendientes unos 6.300 millones de dólares en inversiones. Si bien ya trascendió que hay algunas operadoras internacionales interesadas en asociarse con YPF, no se sabe quién encabeza la lista ni se conocen cifras exactas.
Y el Gobierno argentino aún no ha especificado cuáles son sus decisiones al respecto. A pesar de la incertidumbre, según el portal World Energy Trade, la petrolera estatal estaría en camino a desembolsar cerca de 2.300 millones de dólares para la exploración, producción y perforación de nuevos pozos.
Además del riesgo país, el otro gran problema son las retenciones o impuestos a las exportaciones, explica Spotorno, que además es profesor de la Universidad del Centro de Estudios Macroeconómicos (CEMA). Eso reduce las ganancias obtenidas por las empresas. Y, como si eso fuera poco, "el precio del gas en Argentina está afectado también por el congelamiento de las tarifas locales, ya que el dólar ha subido muchísimo y este es un negocio cuyos costos – maquinarias, infraestructura, ingenieros- se pagan en dólares”, señala. Con tarifas bajas, el rédito de las empresas no es el esperado.
En el Foro de Davos 2020, el titular de YPF, Guillermo Nielsen, dijo que apostaba a la exportación de gas a Brasil, pero que "además de la roca, necesitamos el capital”. Por su parte, Paulo Guedes, ministro de Economía de Brasil, respondió a Nielsen que su país "quiere importar energía de Vaca Muerta”, y subrayó la importancia de una conexión de gasoductos desde Neuquén hasta el sur de Brasil. Además, Rusia, a través de su embajador en Argentina, Dmitry Feoktistov, manifestó que su país tiene la intención de colaborar en la reconstrucción del tramo de 800 km de vías férreas entre Vaca Muerta y el puerto de Bahía Blanca.
Rusia busca fortalecer los lazos comerciales con Argentina, y está esperando una respuesta del gobierno de Alberto Fernández. Fausto Spotorno opina que esos "son todos proyectos de exportación totalmente razonables y muy interesantes, pero primero se tienen que resolver los problemas que tiene la economía argentina.
Un gasoducto hasta el sur de Brasil sería óptimo, y Brasil pagaría con gusto por ese gas. Pero desde Neuquén hasta el sur de Brasil hay nada menos que 2.700 kilómetros”, apunta. Asimismo, Argentina apenas cuenta con la posibilidad de licuar gas. De hecho, hasta septiembre de 2018, las exportaciones de gas a Chile – que fueron de casi 22 millones de metros cúbicos diarios en los años 90- estaban prohibidas por la falta de suministro en Argentina, y eso representa un riesgo muy grande para las empresas.
"El problema es: ¿qué pasa si todos invierten en exportación y después empieza a faltar el gas a nivel local? ¿Cuánto va a tardar el gobierno en suspender las exportaciones? Eso no puede pasar”, advierte el economista, resaltando que por eso muchas empresas desisten de invertir, ya que esos cambios representan un riesgo muy grande. Otro aspecto potencialmente controvertido en Vaca Muerta es el medioambiental: en diciembre de 2019, el dirigente de la Confederación Mapuche, Jorge Nahuel, lanzó una alerta roja por el avance del fracking en el territorio neuquino, en el marco de la reivindicación de sus derechos sobre los territorios.
Una alternativa: aislar a Vaca Muerta de la crisis
En opinión de Spotorno, la idea de Guillermo Nielsen de "encapsular” Vaca Muerta del riesgo de impago del país creando una especie de fideicomiso en el que parte de las exportaciones garanticen el pago de la deuda, sería una buena alternativa. Es decir, se necesitan tarifas de gas competitivas para que Vaca Muerta sea explotable, y Argentina tiene que resolver el tema riesgo país, o aislar a Vaca Muerta de la crisis económica.
Por eso se espera que el gobierno defina un mecanismo claro acerca del ajuste de tarifas y de los planes de cara a las inversiones en el yacimiento. "Alberto Fernández entiende que hay que subir las tarifas, si no, no va a haber inversiones en el sector y nos va a volver a pasar lo que pasó durante el gobierno de Cristina Kirchner, cuando que el gobierno rogaba que alguien pusiera un dólar en inversiones, y, al mismo tiempo, subsidiaba las tarifas a mansalva. Espero que eso no suceda. No creo que pase lo mismo. El gobierno entiende que eso no debe volver a suceder, porque el costo del subsidio se vuelve explosivo”, concluye el economista.
RÍO NEGRO
Victoria Terzaghi
El 2019 fue, sin dudas, un año de contrastes. Comenzó con una brillante proyección pero terminó sin recuperarse del porrazo que en agosto le imprimieron al sector hidrocarburífero las elecciones primarias PASO y la crisis abierta al día siguiente.
Dentro de la industria petrolera, las mayores expectativas estuvieron puestas en el desarrollo de Vaca Muerta, en especial de las áreas que ya se encuentran en desarrollo masivo o intensivo y, a partir de las cuales, se pronosticaba que el 2019 sería el año del despegue de la formación.
En total son once los bloques o áreas de Vaca Muerta que pueden ser considerados dentro de este segmento fuerte de los desarrollos masivos. Son aquellas áreas en las que las empresas pasaron a una fase de actividad plena, despejada ya la variable de estudiar el potencial del subsuelo.
De este total, ocho bloques están centrados en la búsqueda de petróleo y tres en gas, un claro reflejo del giro de timón que a fines del 2018 resolvieron las operadoras ante la crisis del mercado el gas que se agudizó con el recorte de la Resolución 46, de incentivos a la producción.
YPF fue la firma más activa en el 2019. Su clúster de tres áreas petroleras formado por Loma Campana, La Amarga Chica y Bandurria Sur, generó un salto en la producción de 11.257 barriles adicionales entre diciembre de 2018 y el mes pasado.
La petrolera de bandera nacional puso en producción 19 nuevos pozos en los últimos dos bloques y elevó el total de su producción de 56.367 barriles por día a 67.624, un incremento interanual del 20%.
Si bien, estos valores implican que más de la mitad de los barriles que se extraen en Vaca Muerta corresponden a YPF y sus socios, el crecimiento no llegó a las metas que la operadora se había fijado para el 2019.
El caso más destacado fue el de La Amarga Chica en donde la producción creció un 69,9% en el año y pasó de 10.057 barriles en diciembre de 2018 a 17.088 en el mismo mes del año pasado. Si bien los guarismo son excelentes, YPF había fijado la vara aún más alta y esperaba cerrar el 2019 con 20.000 barriles diarios..
En Bandurria Sur –en una fase de predesarrollo– el incremento interanual fue del 54,8%, y se pasó de generar 4.298 barriles por día a 6.654. Esta nueva producción hace que el bloque sea el tercer mayor productor de Vaca Muerta, desplazando de ese lugar a Bajada del Palo Oeste de Vista Oil&Gas. Esto le otorga a YPF un privilegio digno del automovilismo, con el 1, 2, 3 del podio de áreas petroleras en su poder.
Pero nuevamente la meta para el 2019 era superior, dado que la firma que ahora conduce Guillermo Nielsen, había anunciado que esperaba cerrar el año con 10.000 barriles por día desde ese bloque.
Loma Campana es el gran desarrollo de YPF, no sólo en Vaca Muerta, sino en el país, aunque el bloque fue el que menor evolución tuvo en el 2019, con apenas un 4,45% de incremento interanual.
El área pasó de producir 42.012 barriles por día en diciembre de 2018 a 43.882 en el mismo mes del año pasado y quedó lejos de la proyección que se había hecho para el bloque de alcanzar los 50.000 barriles por día.
Así y todo, casi uno de cada cinco barriles de petróleo que produce YPF en los más de cien yacimientos que posee en todo el país, provienen solo de uno, de Loma Campana.
Shell Argentina
La angloholandesa Shell es la firma que posee otro grupo de áreas en desarrollo masivo. Se trata de Coirón Amargo Sur Oeste (CASO), Sierras Blancas y Cruz de Lorena, todos bloques orientados a la producción de petróleo.
Sierras Blancas es el área que se llevó los laureles en lo que hace al incremento de su producción, pues al pasar de 1.056 barriles por día a 4.189, marcó una variación interanual del 296%.
En este bloque se sumaron 10 pozos en producción en el año, la mayor parte de los 13 que anexó Shell en estos tres bloques. Los restantes 3 nuevos pozos correspondieron a Coirón Amargo, en donde el incremento interanual fue del 139,4%, y llevó la producción de apenas 489 barriles por día a más de 1.170.
En Cruz de Lorena el año fue negativo, pues al no conectarse nuevos pozos la producción cayó un 46,6%, de 2.260 a 1.206 barriles por día. Esto se debió a una limitación en la infraestructura de evacuación, tanto interna como externa, que impidió conectar nuevos pozos. Un impedimento por el cual ya hay obras en marcha, como la central de producción que se espera inaugurar a fines de este año.
El balance global de las áreas en desarrollo masivo de Shell en Vaca Muerta, refleja un incremento en la producción del 72,5%, y la generación de 2.761 barriles más por día.
ExxonMobil
ExxonMobil pasó a principios de año el bloque Bajo del Choique -La Invernada a la fase de actividad masiva y logró en el año un incremento en la producción del 147,4%.
Lo más llamativo es que en los últimos meses del 2019 la firma desconectó varios de sus pozos para realizar trabajos en ductos y plantas de tratamiento y recién entre este mes y el siguiente conectará la totalidad de los pozos que posee, con lo cual se espera un nuevo salto en su producción.
Vista Oil&Gas
El desarrollo del bloque Bajada del Palo Oeste, de Vista Oil&Gas tiene un análisis parcial, dado que sus primeros pozos se conectaron en abril del año pasado. En total la firma que conduce Miguel Galuccio incorporó 8 pozos y alcanzó en diciembre una producción de 6.323 barriles por día, ubicándola como la cuarta área que más petróleo produce en Vaca Muerta.
Si bien los términos porcentuales tienen amplias variaciones, fue YPF la compañía que alcanzó la mayor evolución en lo que se refiere al incremento de la cantidad de barriles producidos, al punto que sus nuevos 11.000 barriles por día superan incluso a la producción total de la cuarta área más importante del rubro en Vaca Muerta.
El análisis de la evolución de los yacimientos en desarrollo masivo que están orientados a la producción de gas no puede ser equiparado al de los bloques orientados a petróleo.
Si bien el mayor potencial de Vaca Muerta está en la producción de gas, los volúmenes producidos por las diversas empresas durante el 2019 respondieron mucho más a las ventas que cada firma logró pactar, que al verdadero potencial de las áreas.
En la comparación entre diciembre de 2018 y diciembre de 2019 se evidencian diversas tendencias entre las empresas. YPF posee en la fase de desarrollo masivo el área El Orejano, el primer desarrollo intensivo en shale gas de Vaca Muerta.
La firma tuvo el mes pasado una caída del 28,9% en comparación con 2018, pues pasó de producir –o vender– 4,5 millones de metros cúbicos por día, a 3,2.
La gran apuesta de Tecpetrol a Vaca Muerta es Fortín de Piedra, el principal bloque productor de gas de la formación. Pese a sus grandes volúmenes, el área cayó un 30,8% su generación en diciembre pasado, pues produjo 9,4 millones de metros cúbicos por día, mientras un año atrás la colocación había llegado a los 13,7 millones de metros cúbicos diarios.
El bloque tuvo un avance importante en lo que hace a nuevos pozos, pues incorporó 13 nuevas perforaciones, aunque en diciembre pasado el paro transitorio por baja demanda hacía que la mayoría estuvieran parados, dado que tuvo 39 en producción, 40 parados y los restantes sin aún ser conectados.
La francesa Total Austral fue la única firma que logró que en gas el año cierre con datos positivos. En la comparación entre diciembre del 2018 y el mismo mes del año pasado, el área Aguada Pichana Este (APE) incrementó un 5,9% su producción, al pasar de 8,3 millones de metros cúbicos por día a 8,9.
Este incremento corresponde al primer año de desarrollo masivo del bloque, en donde la firma incorporó 14 nuevos pozos.
