¿Vaca Muerta puede ser la solución a la crisis energética de Argentina? A causa de la invasión de Rusia a Ucrania el mundo desarrolla estrategías para afrontar la escasez de combustibles fósiles. En Argentina se le suma la falta de infraestructura nacional y las, cada vez más, restricciones a las divisas. A pesar de este escenario actores del sector enfatizan en el potencial de la cuenca para cubrir los faltantes y eso queda evidenciado en las regalías aportadas por la industria con Vaca Muerta a la cabeza.
Las regalías percibidas por las provincias productoras de hidrocarburos alcanzaron en enero un nivel récord de $18.375 millones, un 68,9% más que en el mismo mes de 2021, principalmente por el impulso de los yacimientos no convencionales de petróleo y gas de Vaca Muerta.
Según estimaciones de Adriano Calesina en LmNeuquén, en enero Neuquén tocó el récord luego de 10 años con una producción de 80,7 MMm³/d. Es un 30% más que el mismo mes de 2021. La cifra está cerca del récord absoluto en 2004. Mientras, el país intenta juntar dólares para pagar el GNL invernal.
Neuquén se ha convertido en una suerte de garante de la producción de gas en la Argentina, en este contexto donde el gobierno de Alberto Fernández aseguró en estos últimos días que no faltará fluido en invierno, ante la suba de precios del GNL, ante la demanda de cinco meses de alto consumo para la industria.
En los últimos tres años, los ingresos globales de las provincias nucleadas en la Organización Federal de Estados Productores de Hidrocarburos (Ofephi) en concepto de regalías crecieron en un 349,7%, treinta puntos porcentuales más que la inflación acumulada en ese período, de acuerdo con el cruce de datos de la Secretaría de Energía y el Instituto Nacional de Estadística y Censos (Indec), publicó Marcelo Batiz en Télam
Sin embargo, la evolución interanual de la recaudación de las regalías hidrocarburíferas no se dio de manera uniforme, y el impacto que tuvo en las cuentas públicas de Neuquén es mucho más significativo que en el resto de las provincias.
Al respecto, el ministro de Economía e Infraestructura neuquino, Guillermo Pons, señaló a Télam que en el término de cuatro años se duplicó la participación porcentual de las regalías en los recursos totales de la provincia.
"Antes de 2018 las regalías representaban aproximadamente el 20% de los ingresos; a partir del desarrollo de los yacimientos de Vaca Muerta, Neuquén tiene a grandes rasgos sus recursos divididos en tres tercios entre la Coparticipación, las regalías y los impuestos provinciales. Y ahora, las regalías pasan a representar más o menos un 40%", reseñó.
En una entrevista realizada por Daniel Barneda para LmNeuquén, Pablo Besmedrisnik, director de Invenómica, está convencido de que el marco macroeconómico inestable actual conspira para el crecimiento fuerte del sector petrolero y gasífero argentino, y está muy lejos de su real potencial.
"Hace años que Argentina a nivel macroeconómico no tiene un plan serio, y sin rumbo difícilmente haya un desarrollo estratégico para la industria hidrocarburífera. Si políticamente no hay coherencia, cualquier plan se desvanece", resalta.
Y enfatiza: "Perdimos una oportunidad enorme de generar una fuente de ingresos de divisas para el país en este año por no haber hecho las inversiones necesarias que se debieron realizar en materia de infraestructura para monetizar las reservas de gas natural de Vaca Muerta. El desarrollo de esta mega yacimiento no puede esperar a que se arregle la macroeconomía para seguir creciendo. Aunque tampoco surgió ninguna idea o propuesta superadora por parte del sector privado".
"El sector energético argentino debe ser parte de la solución y no del problema para enfrentar la coyuntura internacional. Y para que ello suceda la salida obligada es la inversión y la mayor producción local, alejando lo máximo posible el escenario fácil de la importación que expone a la economía a un riesgo inaceptable, tal como sucede con la actual situación bélica", explica el director de Invenómica.
El economista tampoco le escapó a los conceptos de inflación y dolarización. "La inflación es un problema serio que no se va a solucionar en los próximos meses. Las herramientas y medidas para lidiar con la inflación de corto plazo ya están gastadas".
Las declaraciones de Pons abren una nueva veta de análisis de la importancia de Vaca Muerta, habitualmente considerada a la luz de su aporte para un futuro autoabastecimiento de la Argentina en materia energética, el ingreso de divisas por la vía de la exportación o el crecimiento económico, demográfico e inmobiliario del área de influencia.
El impacto en las cuentas públicas de Neuquén ya se refleja en el ordenamiento de las provincias en cuanto a la participación de sus recursos propios en relación con los totales, en un país en el que más del 70% de los ingresos de las provincias provienen de la Coparticipación Federal y otras transferencias de origen nacional.
Los pozos de Vaca Muerta avanzan en competitividad en relación al Permian de Estados Unidos, el espejo en el que la industria del shale argentina se mira no sólo por los avances en desarrollo y tecnología sino también por la necesidad de cazar las cuantiosas inversiones de capital que se necesitan para incrementar el nivel de actividad y producción.
El norte del establishment petrolero local apunta a llegar a producir en cinco años un millón de barriles diarios de petróleo, casi el doble de los 570 mil barriles actuales a nivel nacional, para exportar unos 600 mil barriles diarios. La vara parece posible si se tiene en cuenta la acelerada evolución que viene marcando Vaca Muerta en el último año, y que ya topeó el sistema de transporte.
Sin embargo, para dar el salto exportador y atraer los capitales necesarios que demanda el shale -que debe ser una continua máquina de perforar y completar y conectar pozos- aún queda un camino por recorrer. Acercarse a los costos del Permian, La Meca de la industria no convencional mundial, es clave, informó Cristian Navazzo en LmNeuquén
Según cifró Navazzo, la mayor diferencia de costos se ubica en el segmento de la perforación, que en Neuquén se ubica un US$ 50.000 por cada 30 metros, el doble que en el Permian. De todos modos, desde 2016, se han reducido un 35% en dólares.
Mientras que los costos de terminación han tenido una mejor performance, se ubican, en promedio, en los US$ 63.000 dólares cada 30 metros, un 46% menos que el promedio de los pozos norteamericanos. Los mejores pozos de Permian arrojan costos de 36 mil dólares.
En Vaca Muerta en ese segmento se ha logrado una reducción del orden del 45% en la comparación a hace cinco años atrás.
Ahora bien, la crisis del gas y las complicaciones energéticas ponen el foco sobre Vaca Muerta, Adriano Calesina asegura que una buena parte de ese gas se extrae de las entrañas de Vaca Muerta y la provincia contribuye con el 62% del gas que se produce en el país. La estadística está en notable crecimiento en los últimos tiempos por la aceleración de la perforación y de yacimientos estrellas, como el de Fortín de Piedra de Tecpetrol, que produce ente 15 y 18 millones de metros cúbicos de gas por día (MMm³/d).
El CEO de Tecpetrol, Ricardo Markous, en diálogo con Victoria Terzaghi para Energía On explicó que la hoja de ruta de este año contempla “ensayar los dos pozos que hemos perforado y a partir de ahí vamos a ver si podemos perfilar un desarrollo de petróleo similar a lo que hicimos en Fortín de Piedra en gas”.
La operadora pondrá en producción este año los primeros pozos en Los Toldos 2 Este. Si los resultados son alentadores proyecta una producción de hasta 30.000 barriles diarios por eso reconoció que el desarrollo del bloque Fortín de Piedra se dio a la velocidad de un tren bala, con seis equipos perforadores en simultáneo, detalló que en este bloque petrolero “estamos hablando de que podríamos alcanzar los 30.000 barriles empezando con tres equipos de perforación y después de 3 ó 4 años alcanzar el plateau y mantener dos equipos de perforación para mantener los 30.000 barriles de petróleo por día”.
Entre los planes de Tecpetrol para este 2022 se encuentra también la realización del primer pozo en la zona sur del yacimiento estrella de la compañía, Fortín de Piedra.
Un momento en el que Markous anticipó que también será necesaria ampliar la infraestructura de tratamiento. “Este año la capacidad va a ser 20 millones de metros cúbicos por día y el año que viene podría ser un poco más produciendo más gas wet. Pero a partir de ahí ya hay que ampliar las facilities”, cerró el CEO de Tecpetrol.
Otras de las operadoras estrellas de la cuenca Neuquina que espera alcanzar una producción de 10 millones de metros cúbicos de gas y hasta 30.000 barriles de petróleo por día es Pluspetrol. En diálogo con Victoria Terzaghi para Diario Río Negro Juan Schijman, el Gerente de Operaciones puso especial énfasis en la proyección sobre La Calera, donde, en marzo, la producción fue de casi 5 millones de metros cúbicos por día en gas y 5.000 barriles de petróleo diarios.
A partir de a alianza con YPF, la petrolera proyecta un plateau de producción de 10 millones de metros cúbicos de gas rico y hasta 30.000 barriles por día de petróleo.
“Esperamos elevar la actividad hacia fin de año o principios del 2023, sumando un segundo rig”, detalló Schijman. Y precisó que a lo largo de este año está prevista la perforación y conexión de 12 pozos, distribuidos en cuatro pads de tres pozos cada uno.
“Nos vamos a preparar para el ramp up a partir de la segunda mitad del 2023”, anticipó Schijman, y detalló “este año estamos con la construcción de la CPF (Central de producción de gas) que se terminará el año que viene y tenemos la expectativa puesta hacia el segundo semestre del año que viene cuando esperamos alcanzar los 10 millones de metros por día”.
En lo que hace a las instalaciones, mientras este año comenzará la construcción de la CPF, desde Pluspetrol se trabaja con una planta de deshidatación del gas en La Calera, desde la cual se inyecta al gasoducto Vaca Muerta Sur y se trata en la planta de Transportadora Gas Sur (TGS) de Tratayen.
En el caso del petróleo, los líquidos se despachan a través del ducto de Tecpetrol que une Fortín de Piedra con Loma Campana y desde allí ingresan al sistema de Oldelval.
Hace apenas cuatro años, con el boom del shale, Neuquén aportaba al país poco más del 52% del gas de la Argentina y hoy la provincia es una suerte de paraguas donde pese al crecimiento de la producción, sin Vaca Muerta el escenario podría ser mucho peor para este invierno.
Por dar un número, enero de 2020 marcó el récord de la producción bruta de gas en 10 años en la provincia de Neuquén. Se extrajeron 80,7 MMm³/d una cifra que fue un 30% superior al mismo mes del año anterior, cuando la producción gasífera neuquina se ubicó en 62,1 MMm³/d.
El dato indica que en la pospandemia, la recuperación del shale, y sobre todo el gas (través de los incentivos del Plan Gas del 2021) dieron resultados en la cantidad de pozos que se pusieron en producción. De más está decir que el plateau al que llegó Fortín de Piedra, refleja poco más del 20% de la producción del gas de Neuquén en un solo yacimiento.
Hay verdaderos pozos en ese área que se han convertido en casi en “una leyenda” en términos de producción inicial. Los números reflejan una producción bruta porque luego de pasar por el procesamiento de filtros hay perdidas de volúmenes, y esa diferencia es la que se inyecta de manera directa a los gasoductos.
Chubut es otras de las cuencas con gran relevancia para la producción de petróleo y gas en Argentina, en una nota realizada por Antonio Ojeda para LmNeuquén, Marcelo Hirschfeldt, director de la consultora OilProduction Consulting observó que en la zona del Golfo San Jorge están apareciendo nuevos actores que apuestan por los campos maduros
“La cuenca cuenta con un porcentaje de campos maduros. Ya sea por porcentaje de agua o porcentaje de producción. Y esto hace que no haya yacimiento que no tenga producción de recuperación secundaria”, consideró
“Hay áreas que requieren otro tipo de operaciones y es ahí donde empiezan a aparecer operadoras más pequeñas. En algún momento se tienen que plantear el escenario para estos nuevos actores, porque hay áreas que para una gran operadora pasan a ser ineficientes pero no lo son para otras compañías”, aseguró.
En ese sentido, Hirschfeldt reflexionó que, así como se implementó un incentivo a las áreas marginales, se debería impulsar un programa para abrir las puertas a pymes operadoras con calidad, pero también para otra infraestructura y polos de generación de empleo.
El ministro de Hidrocarburos de Chubut, Martín Cerdá, comentó que la provincia está preocupada también por el cuello de botella del transporte de petróleo y gas. En el distrito que le toca administrar ocurre con las áreas marginales, aquella que están muy alejadas de la infraestructura de ductos. “Cuesta que a veces los inversores vayan a esos yacimientos”, expresó.
“Estamos en un trabajo en conjunto con el resto de las provincias para mejorar la infraestructura de gasoductos y oleoductos para que sea un negocio atractivo para los inversores”, remarcó Cerdá en diálogo con +e en el stand de la exposición Argentina Oil & Gas 2022 (AOG 2022)en Buenos Aires.
“No somos una provincia gasífera, pero la conexión de los gasoductos Cordillerano y el San Martín podrían abrir oportunidades en esa ventana”, agregó el funcionario de la provincia del Chubut.
Las provincias más beneficiadas por regalías
Al respecto, un informe del Centro de Economía Política Argentina (CEPA), reveló que Neuquén desplazó a la provincia de Buenos Aires del segundo puesto entre las jurisdicciones que mayor porcentaje cuentan de recursos propios sobre el total (58%), solamente superada por la Ciudad de Buenos Aires.
En enero, los ingresos consolidados para las diez provincias productoras (Neuquén, Santa Cruz, Tierra del Fuego, Chubut, Río Negro, La Pampa, Mendoza, Salta, Jujuy y Formosa) fueron de $18.375 millones, unos 7.500 millones de pesos más que en el mismo mes del año pasado, y "superando el récord alcanzado un mes atrás en casi $1.000 millones", destacó la consultora Aerarium.
De esa suma, el 73,5% correspondió a regalías petroleras ($13.509 millones), el 23,6% a gasíferas ($4.344 millones), el 2,7% a combustibles ($501 millones) y el 0,2% a GLP ($20 millones).
El 68,9% de aumento interanual global no se dio de manera uniforme y únicamente Neuquén, con un crecimiento del 100,6%, superó el promedio general, en tanto otras dos provincias la siguieron con subas mayores a la inflación del período: Salta (60,3%) y Santa Cruz (59%).
El incremento de la producción de petróleo y gas no convencional también tuvo su correlato en un mayor ingreso en concepto de recaudación de Ingresos Brutos: según la Dirección Nacional de Asuntos Provinciales (DNAP), Neuquén es el quinto distrito detrás de Buenos Aires, CABA, Córdoba y Santa Fe.
De acuerdo con la ley de Hidrocarburos, las regalías se componen de un 15% de los valores del petróleo y el gas, así como los de las ventas de combustibles y Gas Licuado de Petróleo (GLP).
En su evolución inciden tres factores: la producción de hidrocarburos, el precio fijado para el petróleo y el gas y, además, la paridad cambiaria, dada la conversión de dólares a pesos.
La combinación de estas últimas dos variables son motivo de diálogo permanente entre el Gobierno nacional y las provincias productoras, en función de que el precio local es inferior al internacional y, en consecuencia, implica una menor recaudación de regalías.
Fuentes provinciales reconocieron a Télam que los precios diferenciados "son una herramienta con la que se busca regular los precios de un sector muy sensible en lo que hace a la inflación", pero al mismo tiempo indicaron que los hidrocarburos "son recursos no renovables y una vez que se consumen no hay forma de reponerlos".
"De alguna manera, podríamos decir que las provincias estamos subsidiando esta política, aportando fondos que deberían llegarnos, pero también somos conscientes de que formamos parte de un país y la inflación obviamente que nos importa", finalizaron.
CADENA LOGÍSTICA
David Mottura analizó en LmNeuquén como el crecimiento de la industria hidrocarburífera de Vaca Muertatiene como talón de Aquiles la infraestructura de transporte, como gasoductos y oleoductos, pero la logística para garantizar los suministros también está atravesando dificultades que arrastra desde el 2020.
“Vemos una crisis logística muy importante por falta de transporte de contenedores, eso provoca que los fletes sean más altos y que tengamos que buscar alternativas para exportar o importar productos”, explicó Natalia Muguerza, gerente comercial del Depósito Fiscal y Aduanero de Neuquén.
A ese escenario internacional, las restricciones al giro de divisas en el país agregan otro obstáculo. “Hay reactivación en la zona por Vaca Muerta y los parques industriales, entonces no poder hacer el giro de divisas para el pago de importaciones está afectando claramente la actividad”, indicó.
Buena parte de las importaciones para Vaca Muerta vienen de Estados Unidos y Canadá, países productores de hidrocarburos no convencionales. En particular, Estados Unidos está jugando con fuerza para colocar su producción en Europa ante el conflicto bélico en el este del viejo continente.
“En la costa oeste de Estados Unidos hay buques que tienen que esperar de 7 a 14 días en altamar para recién tener turnos para desembarcar. Esto jamás se había visto. Hay containers más días de los que tienen que estar sin ser vaciados y sin volver a la rueda. Todo genera costos extra e impacta en el precio final del producto”, apuntó Marcela Frattini, gerenta regional de Transaltic.
“Para Vaca Muerta, esto significa que los insumos tardan mucho más en llegar. En logística usamos la frase ‘just in time’: todo tiene que ser en el momento adecuado. Pero ahora ese concepto no existe más y nos hemos tenido que rearmar para buscar la ruta más segura para el cliente, no se habla de costos o tiempos sino de que llegue”, dijo.
Una de las ideas en evaluación es la aplicación de la Resolución de Aduana 4731/2020, de Continuidad de Bodega, que permitiría hacer un tránsito desde Bariloche hasta el depósito fiscal de Neuquén y liberar de aduana allí, reduciendo considerablemente los costos. “Ya se está haciendo con Rosario y con Córdoba. Desde Bariloche podemos hacer 400 kilómetros hasta el depósito en Neuquén y cubrir Houston o Miami, Ezeiza y Bariloche para liberar en Neuquén”, apuntó Trabattoni.
La libre disponibilidad de divisas es el reclamo más repetido por las grandes empresas petroleras. La capacidad de poder girar sin problemas el dinero para las importaciones está siempre presente en la lista de pedidos de las grandes compañías y también de la pymes de servicios. Este es el elemento local, e histórico, al que se enfrenta la industria más allá del escenario global.
NEGOCIOS Y PROVEEDORAS
Según informó Victoia Terzaghi en Diario Río Negro, AESA, la empresa de servicios del grupo YPF, recibió un pedido de un equipo snubbing de Saudi Aramco.
"Es un orgullo porque es un equipo que el grupo YPF estudió por varios años para traer a la Argentina. Es la única unidad que existe en Latinoamérica y es un equipo que costó 20 millones de dólares”, contó el CEO de AESA, Diego Pando a Energía On.
El titular de la empresa de servicios explicó que el equipo “tiene la particularidad de permitir operar pozos en condiciones vivas, es decir, no ahoga el pozo para la perforación y por lo tanto mejora la productividad”.
Entre otros proveedores que pisan fuerte en Vaca Muerta, las arenas se muestran como una industria clave que permitirá reducir costos. Según detalló Matías del Pozzi en Diario Río Negro, NRG Argentina pude producir hasta 760.000 toneladas de arena por año.
Cuentan con una capacidad de extraer hasta 760.000 toneladas por año y ofrecen un descuento de hasta un 5% en el costo total de un pozo. El presidente de NRG Argentina, Cesar Güercio comentó el presente y los planes de la compañía que lidera en un mano a mano exclusivo con la editora de Energía On, Victoria Terzaghi, durante la AOG 2022.
La compañía inauguró su planta de procesamiento en diciembre del año pasado y cuentan con unas 3.500 hectáreas de recurso natural, de las cuales una fracción está en Entre Ríos y la mayor parte en Río Negro. Cuentan con una cantera al sur de Villa Regina que está en producción y cuentan con una capacidad de extraer unas 60.000 toneladas por mes del producto.
En la actividad no convencional la arena representa entre un 15% a un 20% del costo total de un pozo. Desde la firma aseguran que, de la mano de las arenas de cercanías, se puede bajar hasta un 5% de todo el costo del pozo.
