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La industria petrolera, entre dos ejes

El sector atraviesa un año de transición con foco en la mejora de la productividad laboral y la competitividad de los costos. Las apuestas a mediano y largo plazo.

La industria petrolera, entre dos ejes

La industria petrolera argentina atraviesa un año de transición con foco en la mejora de dos cuestiones interrelacionadas: la competitividad de los costos y la productividad laboral. El desafío consiste en despejar la ecuación económica del negocio con precios internacionales que aún navegan por los
u$s 50, la mitad de lo que cotizaban tres años atrás. Ese brete aplica con mayor claridad para Vaca Muerta, la gran apuesta del sector a mediano y largo plazo.

La formación geológica de la cuenca Neuquina es presentada a nivel mundial como un ingente yacimiento no convencional de hidrocarburos. Petroleras y consultores internacionales insisten en destacar la existencia de recursos petrolíferos (shale oil) y gasíferos (shale gas) entrampados en el subsuelo argentino, pero todavía ninguna empresa demostró ser exitosa en la explotación comercial de esos campos.

Lo que existen -desde hace tres o cuatro años- son proyectos piloto para conocer el comportamiento de la roca y evaluar la respuesta de las tecnologías empleadas para extraer los hidrocarburos. Pero los costos de perforación y completación de un pozo en Vaca Muerta no son aún repagables con el valor actual del barril. De ahí el objetivo común entre privados y el Gobierno de buscar iniciativas para reducir los costos operativos en Vaca Muerta.

El tema integra la agenda de la Casa Rosada. La primera actividad del presidente Mauricio Macri tras sus vacaciones cordilleranas de fin de año fue anunciar, el 10 de enero, un nuevo convenio colectivo de trabajo aplicable para los yacimientos no convencionales. El documento se firmó el 30 de enero y deja en claro que la coyuntura del sector está dictada por un reordenamiento gremial. Entre las empresas eligen hablar de readecuación laboral.

Lo concreto es que la mayoría de los productores -con YPF, el mayor jugador del mercado, a la cabeza- y proveedores de servicios están reduciendo sus planteles (vía retiros voluntarios y también despidos) para recuperar eficiencia operativa. La prioridad, hoy, es la aplicación de estrategias internas para reducir la estructura de gastos a costa de retraer la inversión en los yacimientos. Al menos eso es lo que se desprende de las estadísticas que miden la evolución de la industria local.

Número en baja

A diciembre del año pasado, la actividad petrolera se ubicó en su nivel más bajo de los últimos cinco años. La cantidad de equipos de perforación activos se redujo a 67 trépanos, un 27% menos que en diciembre de 2015 (91 equipos).

La performance de YPF traccionó en esa dirección. La petrolera que preside Miguel Ángel Gutiérrez -que explica casi un 40% de la oferta de hidrocarburos- cuenta hoy con 35 unidades de perforación en actividad, la mitad que en noviembre de 2015. En lo particular, su parate se explica, en buena medida, por la decisión del Ministerio de Energía de terminar con la aplicación de precios diferenciales para crudo que se produce localmente. A partir de enero se puso en marcha un esquema de transición para que el valor doméstico del barril converja en julio con el precio internacional.

La reducción del barril criollo impulsada por la cartera que dirige Juan José Aranguren -que cuenta con el respaldo de la mayoría de las empresas- llevó a YPF a dejar de perforar en reservorios de crudo pesado como los del Golfo San Jorge, ubicados al norte de Santa Cruz y al sur de Chubut. Para la petrolera, la explotación de esos campos -que producen crudo de menor calidad que el neuquino- no es viable con precios inferiores a los u$s 60 por barril. En el Golfo San Jorge, YPF mantiene en actividad apenas 8 unidades de drilling contra los 21 que operaba en diciembre de 2015.

El gas, en el centro de escena

La expectativa es que el nivel de actividad actual sea el piso para empezar a crecer a partir del segundo semestre del año. Macri sostuvo que el convenio firmado con Guillermo Pereyra, secretario del sindicato de petroleros de base de la cuenca Neuquina, y con Manuel Arévalo, líder del gremio de trabajadores jerárquicos, motorizará inversiones en campos no convencionales por u$s 5.000 millones durante 2017.

Son pocos los que creen que los augurios del Presidente llegarán a materializarse. Un relevamiento realizado por El Cronista entre las petroleras con activos en Vaca Muerta ubica esa cifra en alrededor de u$s 3.500 millones.

Se priorizarán los proyectos de gas no convencional, tanto de arenas compactas de baja productividad (tight sands) como de roca generadora de hidrocarburos (shale gas). Los proyectos de shale oil (petróleo de arcillas) perdieron terreno por la caída del precio del crudo. Loma Campana, la explotación conjunta entre YPF y Chevron que supo albergar a 19 equipos de perforación operando en simultáneo para extraer petróleo no convencional, hoy solo cuenta con dos trépanos activos.

La gran apuesta de lo que viene será el gas. Sobre todo porque el sector energético argentino depende cada vez más del gas importado tanto de Bolivia como de los cargamentos de gas licuado (GNL) que llegan a puertos de Buenos Aires (Escobar y Bahía Blanca) y, desde el año pasado, también desde Chile. La meta de Energía es reemplazar esa cuota de gas importado con producción interna del fluido dentro de cinco años.

Estímulo oficial

En esa clave, el Gobierno lanzará en los próximos días un nuevo programa de incentivo a la inversión en gas. El Ministerio de Energía está dispuesto a seguir subsidiando con un precio más alto a aquellas empresas que incrementen sus desembolsos en la Argentina.

En términos conceptuales, la medida que preparan funcionarios que responden a Aranguren funcionará de manera similar al Plan Gas, la iniciativa lanzada por la administración de Cristina Fernández de Kirchner que expira el 31 de diciembre de 2017, aunque con algunas diferencias importantes.

Energía fijará un sendero de precios decreciente para los proyectos de gas no convencional, que arrancará en u$s 7,50 por millón de BTU en 2018, descenderá a u$s 7 en 2019; a u$s 6,5 en 2019; y concluirá en u$s 6 en 2020. La medida no acarreará, a priori, aumentos para las tarifas que pagan los hogares y se instrumentará a través de subsidios directos del Tesoro para las petroleras que certifiquen un aumento de la inversión.

27% menos de equipos de perforación activos hubo a fin de 2016 frente diciembre de 2015.

A diferencia del programa vigente, los beneficios del programa de estímulo aplicarán solo para las petroleras que comprometan inversiones de desarrollo en la explotación de gas no convencional. Es decir, solamente regirá para las empresas que garanticen un proyecto de más de u$s 1.000 millones en la cuenca Neuquina. "La etapa de proyectos pilotos está concluida. Ahora, hay que colocar desembolsos a gran escala. Las petroleras que lo hagan dispondrán de precios más competitivos. Las que no, en tanto, deberán justificar por qué no avanzan con el desarrollo", advirtió un funcionario cercano al jefe de Gabinete, Marcos Peña.
Las expectativas de la iniciativa que barajan en Energía son ambiciosas. Según cálculos internos del Ministerio, en 2018 las inversiones en el upstream (exploración y producción) de gas podrían superar los u$s 12.000 millones.

En la industria, en cambio, son mucho más cautelosos e interpretan que en un muy buen escenario las inversiones reales en gas durante el año que viene podrían ascender a los u$s 6.000 o u$s 7.000 millones. En cualquier caso, se promete una fuerte reactivación con relación a los números actuales de inversión.

 

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Comentarios1
Luis Bravo
Luis Bravo 15/02/2017 11:23:21

Para entender que es el fracking y el shale gas, es recomendable ver el documental Gasland: https://vimeo.com/75524062