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"La calidad del reservorio de shale argentino es comparable con los mejores de los EE.UU."

La explotación y potencialidad de este recurso acorta las distancias entre la Argentina y los Estados Unidos. Dos expertos en la materia -uno de aquí, el otro de allá- de la consultora Bain & Company trazan un paralelo y ensayan los aprendizajes que la industria nacional puede tomar de la experiencia estadounidense, que cuenta con un recorrido un poco más largo.

Casi como distinguir entre construir un edificio muy grande o muchos pequeños. Tal es la diferencia (en términos análogos) que existe entre llevar adelante un proyecto convencional o en el off-shore de petróleo y gas, y uno no convencional, como es el caso del shale, coinciden Diego García, principal en la oficina de Buenos Aires, y John Norton, socio en la oficina de Houston, ambos líderes de la práctica de oil & gas de la firma de consultoría Bain & Company (que posee 55 oficinas en 36 países). Sucede que, mientras los primeros requieren años de desarrollo y miles de millones de dólares en capital, en los segundos se puede acceder al recurso mucho más rápido (menos de 30 días) y "cada pozo sale en el orden de los u$s 10 millones".

El acortamiento del ciclo implicado entre identificar un sitio para perforar e iniciar la producción es una de las particularidades que identifica al shale. Esto permite, dice Norton, una mayor sensibilidad respecto del mercado, ya sea aumentando o bajando los niveles de actividad de acuerdo a los cambios en precio y demanda.

Por otra parte -suma García-, al producir menos los pozos, se debe poner más foco en la eficiencia. En este sentido, apunta: "Lo que fue positivo en el shale es que, como necesitás hacer muchos pozos, estás todo el tiempo aprendiendo y mejorando". Por este mismo motivo, las firmas que parecieron más efectivas y exitosas al volcarse a este tipo de explotación, a diferencia a las grandes que se abocan a convencionales, son las más chicas y ágiles, con menos burocracia y más rápidas tomando decisiones. "En los Estados Unidos, muchas de las grandes compañías de gas y petróleo, como, por ejemplo, BP, tienen una unidad separada (incluso localizada en un edificio distinto) e independiente para las no convencionales", ejemplifica Norton.

- ¿Cuánto más puede disminuir el precio del shale? ¿Cuál es la expectativa razonable que uno puede tener?
JN: En los Estados Unidos, los precios han bajado a un mínimo de u$s 5-6 millones por pozo. Pero el precio real de perforar ese pozo y prepararlo para producir no va a descender mucho más. Lo que sí cambiará es la cantidad de petróleo y gas que se puede obtener de cada pozo. Ahí es donde está la nueva frontera y dónde se concentra mucha de la experimentación que se está llevando a cabo hoy en día: cómo se obtiene más y más petróleo o gas de cada pozo que se perfora. Es decir, estamos bastante cerca del costo mínimo de cada pozo individual, pero el de cada unidad que está siendo producida en ese pozo continuará bajando, porque la cantidad de producción está subiendo.

- ¿Qué aprendizajes puede tomar la Argentina de la experiencia estadounidense en torno al shale?
JN: Lo primero que yo diría es que la razón por la cual el costo bajó tanto en los Estados Unidos es que atacaron el problema como una fábrica. Tomaron la mentalidad de: "Si voy a construir un auto, voy a estar haciendo las mismas actividades repetitivas una y otra vez, y, mientras las hago, voy a ir haciéndome mejor en ellas, más rápido, y voy a ir bajando los precios más y más". Así es cómo atacaron a las no convencionales en América del Norte. Cada hilera es muy similar al próximo pozo a perforar. En un año dado, alguien puede perforar 100, 200, quizás 300 pozos. Al repetir la misma actividad una y otra vez, si haces algo 300 veces en un año, te volverás mucho mejor y rápido en ello. Entonces, intentaron, tanto como pudieron, estandarizar el modo en que hacen cada pozo y, luego, ir haciendo mejoras continuas.

Lo segundo realmente importante en los Estados Unidos fue la experimentación. Todavía somos relativamente nuevos en las no convencionales alrededor del mundo, por lo que, en América del Norte, entendieron que deben hacer mucha experimentación. Los mejores operadores harán algún tipo de experimentación en, digamos, 20% de los pozos que perforan en un año, tratando de aprender de qué manera se puede ser un poco más productivo, económico y rápido.

- ¿Cuáles de estas lecciones está tomando el mercado argentino? ¿Qué se está haciendo bien? ¿Y qué, mal?
DG: Creo que, en el último año y pico, se dieron algunos pasos muy positivos. La calidad del reservorio, lo que nosotros llamamos la roca, es muy bueno, incluso comparable con los mejores de los Estados Unidos y puede lograr productividades hasta mejores. Se está avanzando en aprender cómo funciona ese activo y dónde hay que perforar. Creo que el mercado se está regularizando de una forma positiva y las señales de precio se están dando. La Argentina tiene una regulación que, por más que haya sufrido algunos vaivenes en los últimos años, es bastante atractiva desde el punto de vista de cómo funciona; no tiene mucha obligación de participación o de tener que asociarte con una petrolera local, promueve de alguna forma la competencia... Eso también es bueno, muchos países que tienen shale todavía no tienen desarrollada bien su regulación.

- ¿Cuáles son los principales desafíos?
DG: Creo que el gran desafío va a estar en dos puntos: cómo está la cadena de abastecimiento, o sea la provisión de servicios; y cómo está la infraestructura local, ya sea para evacuar los hidrocarburos (léanse los gasoductos y oleoductos que hay), pero también para llevar todos los materiales que necesitás al lugar. Ahí vemos un lugar donde realmente creemos que tiene que haber una visión un poco más holística y de garantizar que esas inversiones se estén haciendo con mucha colaboración entre sector público y privado. Una gran diferencia con los Estados Unidos es que aquel tiene un mercado de capital muy desarrollado, con costo de capital muy bajo y, además, una cultura de emprendedorismo que está acostumbrado a tomar riesgo. Entonces, cuando las personas ven esa oportunidad nadie espera que alguien venga a contratar el tren, directamente hacen la inversión porque sabe que va a haber demanda y corren el riesgo. En la Argentina, nos falta un mercado de capitales desarrollado y dependemos bastante del internacional, con lo cual las condiciones, la toma de decisiones, es un poco menos fluida. Por otro lado, nos falta esa cultura emprendedora de tomar riesgos de inversión.

- Pero, eso también depende de la solidez del sistema, y de una seguridad jurídica de mediano y largo plazo que la Argentina tiene que construir.
DG: Y quizás ese es el punto. Hasta que se construya esa cultura, hasta que retomemos el 100% de la confianza tanto interna como externa, creemos que es necesaria mucha más colaboración entre sector privado y público para garantizar que eso suceda, para buscar los mecanismos de colaboración, en los cuales haya ciertas garantías que permitan facilitar que esas inversiones fluyan.

El otro lado es en la cadena de abastecimiento, donde en los Estados Unidos ha habido mucho avance y desarrollo, y algunas cosas se pueden aprovechar localmente. Pero va a haber que garantizar que el mercado empiece a ser más competitivo, y ahí también hay un trabajo tanto del sector público como del privado para garantizar que ese mercado empiece a fluir más, que se puedan importar los equipamientos que necesiten sin las trabas que han sucedido en algunos otros lugares del mundo en donde, quizás, en pos de desarrollar la industria local -lo cual es muy positivo-, se trabó demasiado el ingreso de algunos equipos o servicios que, después, frenan el desarrollo de la industria, lo que daría el volumen para el desarrollo local.

El riesgo del costo

"El riesgo en un desarrollo de shale está mucho menos en conocer la geología de la roca de donde va a salir el petróleo", comenta Diego García. "Pero tiene el de que no logres bajar los costos lo suficiente como para que sea rentable. Porque todo el núcleo del modelo de negocio del shale es lograr que cada vez sea más viable extraer más reservas a precios más bajos", advierte.

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Comentarios1
Jorge Ignacio Andreotti
Jorge Ignacio Andreotti 18/05/2017 10:04:48

Hasta ahora el mayor "éxito" del shale gas ha sido tener que pagar el millón de BTU a 7,50 dólares, es decir al precio más caro del mundo.