Este año se perforarán en Vaca Muerta alrededor de 120 pozos
horizontales, con una inversión que rondará los u$s 2.500 millones. Son
cifras que están todavía muy lejos de las que imagina el Gobierno
nacional, que espera desembolsos por más de u$s 15.000 millones anuales a
partir de 2019. Los números de YPF, la mayor petrolera del país y la
que más acreaje posee sobre el play no convencional de la cuenca
neuquina, sugieren la cautela.
Daniel González, CFO de la compañía, precisó la
semana pasada en conferencia con inversores que el Capex presupuestado
para 2018 se ubicará en torno a los u$s 4.000 millones, prácticamente en
la misma línea que 2017 (u$s 3.900 millones). Es decir, la petrolera
controlada por el Estado no espera un salto significativo en el nivel de
actividad de Vaca Muerta. Sí está avanzando en la incorporación de
socios en sus campos no convencionales.
En la primera mitad del año firmó acuerdos (joint
ventures, en inglés) con Shell y Schlumberger para las áreas Bajada de
Añelo y Badurria Sur, respectivamente.
"En los que resta del año apuntamos a cerrar al
menos dos acuerdos más", precisó González, uno de los directivos con
mayor ascendencia en la gestión cotidiana de la empresa.
Pese al deseo de la política neuquina, Vaca Muerta
sigue transitando la fase inicial de su explotación. Para materializar
un desarrollo a gran escala habrá que esperar, en el mejor de los casos,
dos o tres años más, coinciden en la industria.
En el período 2017-2018, YPF planificó la
consolidación de 18 proyectos en Vaca Muerta, la mayoría de ellos (12)
todavía en instancia piloto. La compañía está empezando a perforar
campos como Bandurria Sur, Rincón del Mangrullo, La Ribera y Aguada de
la Arena, entre otros, para testear su comportamiento. Recién en 2019
prevé incrementar de forma considerable la actividad con 17 proyectos en
desarrollo comercial, tres veces más que en la actualidad.
La dinámica se repite en el caso de las petroleras
privadas con intereses en Neuquén: la anglo-holandesa Shell, la
norteamericana ExxonMobil, que en Vaca Muerta opera a través de XTO
Energy, una de las petroleras con mayor know how no convencional de los
Estados Unidos; y la alemana Wintershall, subsidiaria del gigante
petroquímica BASF, están en fase de proyectos pilotos. En los tres
casos, su nivel de inversión en Vaca Muerta oscila entre u$s 80 y u$s
160 millones, cifras aún muy modestas si se trata de pensar en una
explotación a gran escala.
En términos concretos, la confianza en Vaca Muerta
está hoy apuntalada fundamentalmente por tres de aspectos. En primer
lugar, la centralidad que adquirió para YPF la producción de shale oil,
tal como se conoce en la jerga petrolera al petróleo no convencional.
Loma Campana, el mayor desarrollo en Vaca Muerta, produjo una media de
4725 metros cúbicos diarios (m3/d) de crudo durante julio. La cifra
representa un 6,75% de la producción de petróleo a nivel nacional, según
datos del Instituto Argentino del Petróleo y el Gas (IAPG). El área
explotada en forma conjunta con Chevron es, hoy, el mayor yacimiento de
petróleo de YPF, desplazando a campos convencionales maduros como
Chihuido de la Sierra Negra, Los Perales y Puesto Hernández, cuyos
costos asociados a la inyección y al manejo de agua son más elevados que
los de Loma Campana.
"El costo promedio de un pozo en ese campo es de u$s 8,2 millones. Esperamos una baja para los próximos meses", apuntó González.
La petrolera que preside Miguel Ángel Gutiérrez
está ganando eficiencia en el play no convencional a partir de un mejor
diseño de los pozos. Durante el segundo trimestre, la compañía perforó
por primera vez de forma sucesiva dos pozos con una extensión lateral de
más de 2.500 metros en Loma Campana y empezó a perforar pads con seis
pozos en línea (antes eran de cuatro), lo que permitió abaratar la
logística de equipos e insumos utilizados durante estimulación
hidráulica (fracking) de los pozos. "En El Orejano (el principal campo
de shale gas de YPF en asociación con Dow Chemical), se perforó, en
menos de 28 días, uno de los pozos con mayor extensión lateral (2.715
metros) de Vaca Muerta", detallaron desde la petrolera. ExxonMobil está
terminando uno de 3.000 metros de rama horizontal en el área Los Toldos
1.
En segundo lugar, la decisión de Tecpetrol, brazo
petrolero del grupo Techint, de desembolsar u$s 2.300 millones en los
próximos tres años para producir shale gas en el campo Fortín de Piedra
sacudió la agenda hidrocarburífera vernácula. Es que el de Tecpetrol,
una operadora que hasta ahora integra el segundo lote entre los
productores locales, es el mayor proyecto en marcha en Vaca Muerta.
La compañía del holding que lidera Paolo Rocca está
perforando con cinco equipos de perforación (prevé sumar un sexto antes
de marzo de 2018) y desembolsará u$s 600 millones este año en Vaca
Muerta. No hay otro proyecto que concentre por sí solo ese nivel de
inversión.
"Si Tecpetrol demuestra ser exitoso en la ejecución
de un proyecto tan ambicioso seguramente generará mucha confianza en el
potencial de Vaca Muerta. La petrolera pasó de 0 a 100 en apenas unos
meses. Pasará de operar con un equipo en marzo de este año a cerrar 2017
con cinco rigs activos", analizaron allegados al Ministerio de Energía,
que dirige Juan José Aranguren.
El tercer punto que mantiene viva la agenda de Vaca
Muerta es el interés que sigue despertando el play entre inversores
internacionales. Desde la petrolera Sinopec, el mayor productor de
petróleo no convencional de China, confirmaron a El Cronista que la
empresa quiere desembarcar en Vaca Muerta. Mantiene conversaciones para
asociarse con Gas & Petróleo, la petrolera provincial de Neuquén, y
con otros jugadores privados como Pluspetrol. También la norteamericana
ConocoPhilips, uno de los grandes animadores de la industria petrolera
de los Estados Unidos, envió una comitiva a la Argentina en las últimas
semanas para evaluar activos en Neuquén. La compañía podría participar
de la licitación de seis áreas sobre la ventana de gas seco de Vaca
Muerta que está realizando G&P. Las ofertas por esos campos se
concretarán en las próximas semanas.
La inversión en Vaca Muerta, señalada por el
Departamento de Estado de de los Estados Unidos (DOE, por sus siglas en
inglés) como la formación no convencional con más recursos de gas del
planeta, va camino a crecer en 2018. Podría trepar hasta los u$s 3.500
millones el año que viene, según cálculos del sector.
Para incentivar la llegada de nuevos jugadores al
play neuquino será clave ver qué sucede con el programa de subsidios a
la producción local de gas conocido como Plan Gas en la industria, que
expira el 31 de diciembre de este año. El tema tiene escasa cobertura en
la agenda mediática, pero para las petroleras es central y determinará,
en gran medida, que sucederá con la inversión en gas durante 2018.
La iniciativa contempla el pago de u$s 7,50 por
millón de BTU (unidad de medida) de gas para los productores que
incrementen su oferta del hidrocarburo, tanto convencional como de
arenas compactas de baja permeabilidad (tight gas) y de Vaca Muerta
(shale gas).
La cartera que dirige Araguren trabaja en una
iniciativa para mantener un esquema de incentivos a la producción, pero
la letra chica de ese texto permanece bajo siete llaves. Tal como hoy
está redactado, el Plan Gas requiere subsidios anuales por alrededor de
u$s 1.500 millones, un gasto demasiado caro a las proclamas austeras del
ministro de Hacienda, Nicolás Dujovne.
"Se descuenta que el texto final del nuevo plan
surgirá después de una fuerte negociación que se dará en el seno del
gabinete económico. La inversión en Vaca Muerta dependerá, en buena
medida, de cómo se salde esa discusión", advirtió el presidente de una
petrolera.
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