La hora de los brotes negros

27 de mayo de 2019 - Victoria Terzaghi

 


A ocho años de la primera perforación sobre la gran esperanza nacional, hay consenso de que antes de fin de año se volverá a exportar crudo liviano. Mientras el gas no encuentra mercado, las empresas apuestan por el petróleo.

En las inhóspitas tierras de la meseta patagónica, allí donde el amarillo polvoriento tiñe los coirones y las sampas, se esconde en sus entrañas, a 3.000 metros bajo tierra, Vaca Muerta. La formación geológica posee en su interior una formidable cantidad de hidrocarburos, al punto de que es considerada la segunda reserva global de shale gas y la cuarta de shale oil.

El gobierno de Mauricio Macri la refiere como la segunda Pampa húmeda: un campo fértil para la cosecha de divisas. Y a ocho años de la perforación del primer pozo hacia la roca generadora, los referentes de las principales petroleras y los expertos del sector coinciden en que los “brotes negros” comenzarán a llegar antes de fin de año de la mano del reinicio de las exportaciones de crudo liviano.

Sin embargo, es en el gas donde radica la mayor potencialidad de Vaca Muerta. Pero tras el desarrollo disruptivo que realizó Tecpetrol (Techint) en Fortín de Piedra, que en solo dos años llegó a producir el 10% del share nacional, el gas ha quedado entrampado sin mercado donde colocarse (fuera del invierno) ni un precio que permita continuar con las operaciones. Ese futuro incierto en el plano gasífero es el que ahora potencia el giro de timón: las inversiones irán en 2019 a la búsqueda y extracción de petróleo.
Hace una década, el descenso en la producción de la cuenca Neuquina marcó el fin de las exportaciones del crudo liviano Medanito. Desde entonces el país, fundamentalmente a través de Pan American Energy (PAE), ha seguido exportando hasta 15 millones de barriles al año pero de crudo Escalante, un petróleo pesado que la empresa de la familia Bulgheroni extrae de la cuenca del Golfo San Jorge.

La exportación de este tipo de petróleo denso y oscuro se debe a la incapacidad de las refinerías argentinas de utilizar todo el Escalante que se obtiene. No sucede lo mismo con el crudo neuquino, el Medanito, un petróleo mucho más liviano y fácil de refinar.

En ese escenario, Vaca Muerta está marcando una bisagra para el sector hidrocarburífero pero también para la economía nacional. En diciembre del año pasado, dos anuncios de desarrollos masivos en la búsqueda de shale oil marcaron que las empresas, más que mirar los vaivenes de la economía doméstica, siguieran el repunte del precio internacional del crudo, empujado en el último mes por la reimposición de sanciones de Estados Unidos a Irán y por la crisis venezolana. El primer gran anuncio lo hizo YPF junto con la malaya Petronas, con un compromiso de inversión por US$ 2.336 millones en cuatro años en el área La Amarga Chica.

Tres semanas más tarde, la angloholandesa Shell anunció que pasará a desarrollo masivo tres de sus bloques: Coirón Amargo Sur Oeste (CASO), Sierras Blancas y Cruz de Lorena. Una inversión en cinco años no menor a
US$ 1.500 millones. Las cuatro áreas que pasaron a la fase de actividad intensiva marcan el inicio del cambio en Vaca Muerta. En un mes se duplicaron los bloques que había en ese estado luego de ocho años de desarrollo.

Pero, además de estas compañías, hay muchas más en la búsqueda del crudo de Vaca Muerta. ExxonMobil ensaya con pozos extralargos y la compañía de Miguel Galuccio, Vista Oil&Gas, ya conectó su primer pad de pozos y afirma que ya produce 6.500 barriles equivalentes diarios. La alemana Wintershall, una de las que más claramente anunció que frenará sus inversiones en gas, definirá a fin de año si pisa el acelerador en petróleo. La noruega Equinor, por su parte, avanza en la zona norte de la formación junto con YPF, y la francesa Total ya inició un piloto para, también, la búsqueda de petróleo. Muchas de estas firmas, en alianza con la estatal Gas y Petróleo del Neuquén (GyP), que selló con éxito las rondas para licitar áreas y atraer a las grandes compañías.

Daniel González, CEO de YPF.

“La realidad es que de acá a dos años el exceso va a ser tan evidente que el petróleo neuquino sin duda se va a exportar. Cuándo, no sé. Pero este año y los próximos se van a multiplicar las exportaciones”, asegura el CEO de YPF, Daniel González.

La compañía de mayoría estatal invertirá este año US$ 2.000 millones en sus desarrollos en Vaca Muerta, entre los que a su nave insignia, Loma Campana (foto), que impulsa junto con Chevron, también está agregando una fuerte actividad en Bandurria Sur. En este último bloque, desarrollado junto con Schlumberger, ya se anticipó una fase de predesarrollo masivo que podría acelerarse aún más antes de fin de año. En febrero, YPF realizó la primera exportación de crudo liviano tras una década en la que la corriente se había invertido hacia la importación. Pero, en este caso, la exportación compensó una incapacidad de procesamiento, a raíz de la parada de una de las refinerías de la compañía.

El exsecretario de Hidrocarburos de la Nación, José Luis Sureda, es elocuente respecto a qué puede esperarse: “Salvo que ocurra una catástrofe regulatoria, que no veo probable, gane quien gane las elecciones presidenciales Vaca Muerta acentuará el desarrollo del oil”. Y detalló que ve a Vaca Muerta “creciendo en petróleo con exportaciones”.

La petrolera del Grupo Techint es una de las firmas que están aportando a la búqueda de los brotes negros luego de haberse centrado en la producción de gas. “Hemos solicitado una concesión no convencional en petróleo, y una vez que la tengamos vamos a poder avanzar en su evaluación y desarrollo”, asegura Carlos Ormachea, CEO y presidente de Tecpetrol. A la vez remarca que “en petróleo no tenemos el problema de la falta de mercado y Vaca Muerta puede entrar en el comercio internacional. Hay que ver si con nuestros costos podemos desarrollarnos, pero con los precios actuales es así: los pronósticos son de precios altos y las compañías están haciendo inversiones”.

Para Daniel Gerold, presidente de G&G Energy Consultants, cuyo informe semanal leen atentamente los principales ejecutivos del sector, esta situación se explica porque “en gas natural, la posibilidad de desarrollar más volumen está dada por la posibilidad de venderlo y la demanda está limitada durante ocho meses del año y, en invierno, por la capacidad de transporte. Es improbable que alguien decida invertir para no poder venderlo”.

El presidente del Instituto Argentino del Petróleo y el Gas (IAPG), Ernesto López Anadón, tiene una visión similar: “En la medida en que se abra bien la exportación de gas, se va a volver al gas. Cuando el gas satura los mercados, las compañías se vuelcan al petróleo. Por supuesto, es más fácil exportar petróleo: el gas necesita infraestructura”.

Pero lo cierto es que el giro de timón no será inmediato dado que los desarrollos en marcha en el segmento del gas no pueden ser cancelados de un día para el otro. Los compromisos de inversión están atados a su concesión.

El gas, en su laberinto

La gran diferencia que Vaca Muerta tuvo frente a otras formaciones no convencionales del mundo –más allá de su calidad– es que uno de los mejores sectores de la roca generadora se ubica justo debajo del yacimiento Loma La Lata de YPF –descubierto a fines de los 70–, que en los 90 marcó la gasificación del país.

Esto permitió que durante años la nueva producción de shale gas pudiera utilizar buena parte de la infraestructura que el gas convencional había dejado ociosa. Pero esa capacidad llegó a su límite, y ya en noviembre de 2017 sobró gas y debieron cerrarse pozos.

Carlos Ormachea.

La reapertura de la senda exportadora de hidrocarburos tuvo lugar en la primavera pasada. La mayor producción de gas natural de Vaca Muerta excedió la demanda interna y el Gobierno nacional autorizó, tras 11 años, el inicio de envíos al exterior, que ya representaron más de US$ 300 millones.

Tecpetrol fue uno de los grandes artífices de ese cambio al lograr con Fortín de Piedra introducir en menos de dos años 17,5 millones de metros cúbicos de gas diarios, un 12% de la producción total del país. “En dos años invertimos US$ 2.000 millones, el proyecto más grande en inversión en Argentina de los últimos años”, asegura Ormachea. Para eso fue fundamental la polémica Resolución 46 firmada en tiempos de Aranguren, una readecuación del Plan Gas de la administración Kicillof según la cual se aseguraba un precio mínimo del gas para proyectos de gas no convencional: US$ 7,50 en 2017, con un camino descendente de US$ 0,50 por año. Al calor de la estrechez financiera de 2018, el secretario de Energía de la Nación, Gustavo Lopetegui, dispuso a fines de enero pasado un cambio en el criterio de la resolución, fijando desembolsos solo por lo proyectado y ya no por lo efectivamente producido. En el caso de Tecpetrol, la firma más perjudicada, esa diferencia es prácticamente la mitad. “Los cambios en la Resolución 46 nos ocasionaron una pérdida de ingresos con los que contábamos”, señala Ormachea. “Tuvimos que hacer un freno en la inversión en perforación para equilibrar el cash flow, pero es transitorio y luego retomaremos la capacidad de perforación del campo”.

Y, si bien desde Tecpetrol se iniciaron reclamos administrativos, esto no implicó linealmente un freno en la actividad. Sureda explica que “la Resolución 46 no necesitó topes explícitos en la regulación porque estos los pone la demanda. Puede asumirse, exageradamente en mi opinión, que el recorte ‘lentifica’ los desarrollos. Pero no es tan así, porque el límite real a la Resolución 46 lo pone el mercado local”.

Para Gerold, la Resolución 46 “generó que el que tenía subsidios podía vender más barato porque igual percibía un precio alto. Entonces los precios hoy son inferiores a lo que yo creo que es necesario para invertir, y por eso se frena la inversión”. Y agrega: “Me pareció siempre un poco curioso que se subsidiara durante gran parte del año un volumen de producción que no era necesario”.

En la ecuación del freno de las inversiones en la que para algunas operadoras como Wintershall el cambio de reglas de juego es nodal, hay otros factores que golpean los campos: la infraestructura de transporte y los mercados donde colocar la producción.

Un respiro en la tormenta del sector es la inminente finalización del primer tramo de 67 kilómetros de gasoductos que lleva adelante Transportadora Gas del Sur (TGS). La firma está invirtiendo US$ 300 millones en la construcción de dos gasoductos, Tramo Norte y Tramo Sur, más una planta de tratamiento que, una vez finalizados, permitirán procesar hasta 5 millones de metros cúbicos de gas de un amplio grupo de bloques que hoy ven limitada su capacidad productiva. Vaca Muerta es la razón de ser de proyectos como el de la Compañía Mega (cuyos acconistas son YPF, Dow y Petrobras), que procesa casi la mitad del gas disponible en la cuenca Neuquina para separar las moléculas de gas seco y así obtener de los líquidos restantes subproductos aptos para otros usos. En 2019 proyecta facturar más de US$ 500 millones e invertir más de US$ 50 millones en un gasoducto.

También han surgido varios signos positivos, como el avance que Pluspetrol está imprimiendo en su bloque La Calera, a pesar de no haber accedido a los aportes de la Resolución 46. La compañía ya invirtió US$ 180 millones en los diez pozos de su programa piloto y estima una inversión de US$ 2.200 millones para los próximos cinco años de desarrollo masivo. Por otro lado, Pan American Energy acaba de solicitar permiso para construir otro gasoducto de vinculación interna de 29 kilómetros, y ExxonMobil está muy cerca de poner en funcionamiento otro de 25 kilómetros de recorrido que permitirá llevar buena parte de la producción del norte de Vaca Muerta hacia el Gasoducto del Pacífico.

Desde el Gobierno nacional se anunció que en este mes se licitará la construcción de un nuevo sistema troncal de transporte de gas que permitirá unir Vaca Muerta con Salliqueló, al oeste de la provincia de Buenos Aires, y en una segunda fase con el cordón industrial de Santa Fe.
Pero la propuesta ya tuvo algunas críticas dado que, si la obra se proyecta para abastecer el mercado local, el costo de su desarrollo podría no ser recuperado en un plazo lógico. “Es muy difícil que se justifique cuando uno va a vender gas nada más que cuatro meses al año”, graficó Gerold.
La llave para que el gasoducto sea rentable y Vaca Muerta pueda desarrollar todo su potencial en la producción de gas se encuentra en su exportación como gas natural licuado (GNL). En una prueba piloto, YPF espera exportar en forma regular a partir de la primavera pequeñas cargas de GNL a través de una barcaza montada en Bahía Blanca. En ese sentido, Daniel González reconoce que “si queremos realmente desarrollar el gas de Vaca Muerta necesitamos una planta de GNL que nos permita exportar, y estamos invirtiendo dinero en estudiarlo”.

Pero la construcción de una planta de ese tipo toma no menos de cuatro años y requiere de una inversión de US$ 4.000 a 5.000 millones, un monto idéntico al que el año pasado se invirtió en las 34 concesiones. Además, en la definición de la potencial ubicación de una planta de ese tipo, Chile aparece como un punto estratégico. “Los mercados que hay que atacar son los de Asia y el Pacífico; entonces, si eso ahorra costos, hay que hacerlo del lado chileno. Argentina tiene que priorizar la producción de gas. Si la planta se pone de un lado u otro no debería ser una discusión”, sostiene el presidente del IAPG.

Por su parte, Ormachea agrega un condimento más: “Para exportar GNL, que es desafío de Vaca Muerta, hay que competir con Estados Unidos en costos, y tenemos que ser igualmente eficientes que ellos porque el costo de capital es más alto en Argentina. La roca generadora es mejor, el desafío es no detener el avance”.

El destino de Vaca Muerta como segunda Pampa húmeda del país está siendo escrito día a día. Y, así como en las estancias la producción puede ser magnífica o bien verse afectada por sequías y temporales, los campos gasíferos de Vaca Muerta también enfrentan la tormenta de la apertura a nuevos mercados con un destino abierto, como el de un maíz recién sembrado.

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