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Motorizada por Vaca Muerta y por la vigente coyuntura global, la industria hidrocarburífera local retomó la senda exportadora. Según Ernesto Díaz, vicepresidente para Latinoamérica de la consultora Rystad Energy, el reto pasa por aumentar los volúmenes colocados en el exterior y por sostener esos despachos en el tiempo.
Rystad Energy es una de las principales consultoras internacionales del universo de la energía en todos sus segmentos. Conversamos con su vicepresidente para Latinoamérica, Ernesto Díaz, quien se muestra asombrado por la creciente productividad de Vaca Muerta. “Puertas adentro, es la principal buena noticia de los últimos tiempos”, sentencia.
En apenas cuatro años, resalta, se duplicó la producción acumulada de los pozos en la formación no convencional de la Cuenca Neuquina. “A este indicador se suman otros, vinculados con la longitud de las ramas laterales, la cantidad de etapas de fracturas, los volúmenes de fluidos que se están inyectando y las mejoras tecnológicas que se vienen adoptando. Todo esto hace pensar que la tendencia alcista en la productividad seguramente se va a mantener a futuro”, anticipa el experto.
En los últimos dos meses, precisa, más del 50% de los pozos perforados en Vaca Muerta superaron los 3.000 metros de longitud de ramas laterales. “Continuamente se siguen empujando los límites a partir del uso de nuevas tecnologías y la distribución de las arenas. Algunas perforaciones, especialmente de YPF, ya están llegando a los 4.000 metros”, cuantifica Díaz.
Según sus palabras, este desempeño positivo se encuentra alineado con lo que está pasando en Estados Unidos. “Dejando de lado Haynesville, que es una formación particular por sus niveles de profundidad, los datos de productividad de Vaca Muerta se ubican -en promedio- por encima de los verificados en Permean, Eagle Ford y Bakken”, compara.
En línea con lo que sucede en Norteamérica, añade, a nivel local se viene imponiendo la marca de casi cuatro pozos por pad. “También se están obteniendo productividades iniciales parecidas”, completa.
En 2018, evoca, se veían productividades petroleras acumuladas durante seis meses por 70.000 u 80.000 barriles. “Hoy, en tanto, estamos en el orden de los 250.000 barriles. Este incremento sustancial sobrepasa, incluso, a las productividades iniciales observadas en la mayor parte de los plays de Estados Unidos. Además, la curva de declino es menos pronunciada”, enfatiza.
¿Todavía hay margen para seguir elevando los niveles de productividad?, preguntamos a Díaz.
La pregunta es muy buena y no tiene una respuesta única, ya que depende de muchos factores que no se limitan a lo técnico. Algunos de ellos son la cadena de suministros, los cuellos de botella, las estrategias de desarrollo y, obviamente, los costos. Introducir mejoras de cualquier tipo, en términos de ramas laterales, capacidad de bombeo, diseño de perforaciones o tecnologías de completación siempre implica una relación costo-beneficio. Por otro lado, la Argentina no es un mercado abierto y transparente, sino que padece múltiples distorsiones.
En la extensión de las ramas laterales parece difícil que veamos una superación de los 4.000 metros, como puede verificarse en Estados Unidos. A nivel local, la ecuación costo-beneficio no resulta positiva porque se necesitan equipos mucho más potentes, con tecnologías más avanzadas que no son fáciles de conseguir. Aparte se precisan mayores volúmenes de arena. Por cuestiones macroeconómicas a las firmas de servicios se les complica importar equipamiento. Y, por si fuera poco, se requieren muchos más pozos y un mayor desarrollo de la formación, lo que obliga a tener más acceso al capital.
¿Era previsible, hace cinco años, el desarrollo que alcanzó la formación en este lapso?
La verdad es que nos sorprendió. Vale aclarar que hemos atravesado una pandemia, una guerra y muchas oscilaciones en los precios. Y si hacer pronósticos en esta industria con un umbral de cinco años resulta de por sí difícil a escala global, hacerlo en la Argentina lo es mucho más. Pero en las principales consultoras en las que trabajé se preveía una producción en Vaca Muerta cercana a los 160.000 barriles para 2022. Pensar en 180.000 barriles parecía ser demasiado optimistas. Y hoy estamos por encima de los 220.000 en un contexto con factores que nos juegan a favor y otros que juegan en contra, tanto a nivel mundial como regional y local.
¿Hay expectativas sobre el proyecto de ampliación del sistema de transporte desde la Cuenca Neuquina hasta la zona portuaria o de refinación de Buenos Aires?
Sí, hay mucha expectativa en el mercado, sobre todo en el caso del petróleo. Se espera que el proyecto se resuelva en los próximos dos meses. Hay tres tipos de compañías operando en Vaca Muerta: las majors, las independientes e YPF. Todas muestran muchísimo interés por participar en esta inversión que ronda los 750 millones de dólares, más allá de que en el contexto macroeconómico del país un desembolso de esa magnitud genere algo de dudas.
La ampliación de Oldelval es clave pensando en los próximos 10 ó 15 años. Las empresas están haciendo sus cuentas para ver cómo participan y qué volúmenes contratan en una primera y en una segunda etapa.
¿Cómo se vislumbran las oportunidades en el exterior para el petróleo y el gas de Vaca Muerta?
En el corto plazo, la oportunidad está claramente del lado del petróleo, más allá de que a nivel mundial se encuentra en auge el tema de la descarbonización de las operaciones, y el shale siempre estuvo visto con malos ojos desde lo ambiental. En ese sentido, habrá que redoblar los esfuerzos en relación con las emisiones de gases de efecto invernadero (GEI), la gestión del agua y los aspectos sociales.
Amén de las exportaciones esporádicas, el desafío está en crecer en volumen y ganar mercados de manera sostenida para posicionar al crudo Medanito en las refinerías internacionales. Hay que convertirlo en una marca registrada. Está todo dado para que así sea. El mundo necesita nuevas fuentes de suministro para cubrir el gap que dejará Rusia. Esto lo aprovechará principalmente Estados Unidos con su shale, que seguirá creciendo de forma acelerada. Pero la Argentina también tiene margen para crecer.
¿Cómo se están comportando las petroleras multinacionales que están en el país?
Las estrategias de las compañías cambiaron mucho desde la invasión rusa a Ucrania. Cuando arrancó Vaca Muerta, las majors optaban por plantar bandera y tener un posicionamiento estratégico pensando a 35 años. Ahora hay una visión focalizada en explotar los activos core y poner en venta los que no son prioridad.
Veo muy comprometida a Shell con el país, por lo que seguramente seguirá creciendo. Los proyectos locales de Exxon compiten con iniciativas muy fuertes en el offshore de Guyana y Brasil, por eso no está tan enfocada en Vaca Muerta (donde igualmente seguirá invirtiendo). Similar es el caso de Chevron, que viene centrando su atención en Estados Unidos y en otras operaciones en distintos puntos del planeta.
Se vienen años en los que el mercado será cada vez más volátil y cada vez más ajustado, por lo que habrá que ser cada vez más competitivos. A su vez, se incrementará la competencia por los recursos con otras industrias, como la de los alimentos. No hay que olvidarse de que Rusia era un gran exportador de amoníaco, insumo clave para los fertilizantes. Frente a esta coyuntura incierta, el país tiene que hacer su trabajo interno para facilitar el desarrollo de la actividad. Y las empresas deben seguir invirtiendo en tecnología y en hacer eficiente la cadena de valor para reducir los costos.
¿Es viable la materialización del proyecto de licuefacción?
Con el actual nivel de actividad, agotar los recursos de gas de Vaca Muerta demandaría 170 años. La Argentina tiene que aprovechar la oportunidad de exportar gas natural licuado (GNL) a través de barcos. No sólo para captar millonarias divisas, sino también por cuestiones de seguridad energética. No alcanza con especular sobre la demanda local y parte de la regional. La única manera de dejar atrás las especulaciones y garantizar la seguridad energética es exportar gas, y para eso hay que construir ductos y la planta de licuefacción.
El principal cuello de botella no pasa, desde ya, por el recurso de Vaca Muerta, pero tampoco por la inestabilidad macroeconómica (más allá de los saltos de la inflación y las devaluaciones del tipo de cambio). Pasa por la inestabilidad jurídica. No se trata de sancionar nuevas leyes que den garantías, sino de no romper los contratos. Nuestro mayor problema es que el Estado se mete en los contratos firmados entre privados, algo que ni siquiera pasa en África. Así es muy difícil incentivar las millonarias inversiones que se precisan. El Estado debe ser un elemento organizador para coordinar el accionar de los distintos actores. Pero no puede avanzar sobre los contratos.
Precios favorables
Al analizar el comportamiento de los precios del barril, Díaz remarca que la Argentina presenta una distorsión muy grande en relación con el mercado internacional. “Es difícil hacer un análisis de tendencia si cada vez que el precio local está bajo se impone un precio sostén, o si cada vez que está alto se establece un tope. Actualmente los break even de Vaca Muerta oscilan en torno a los u$s 45 ó u$s 50 por barril. Se están pagando alrededor de u$s 65, así que -por más de que el precio internacional del petróleo supere los u$s 100- la cuenta sigue siendo positiva para los operadores”, comenta.
Obviamente, aclara, todo commodity tiene sus ciclos de precios y así como hoy el Brent se cotiza a u$s 112, en el futuro puede bajar a u$s 20 o a cero. “Es muy complicado para las empresas tener que repartir la atención entre lo que pasa internacionalmente y las regulaciones internas. Pero la verdad es que desde el año pasado los precios son sumamente favorables, los márgenes son altos, las firmas están pudiendo exportar y -si bien se trata de compras de oportunidad- están llenándose barcos y colocándose producción de Vaca Muerta en el exterior”, asegura.
El gran desafío, a su entender, pasa por ganar nuevos mercados de manera sostenible, con mayores volúmenes, e insertar a largo plazo el crudo Medanito en las refinerías asiáticas. “El gas es un tema aparte, porque en su precio inciden las licitaciones, la infraestructura y otros tipos de cuellos de botella”, apunta.
econojournal
