Vaca Muerta: ¿El futuro energético de la Argentina?
La petrolera norteamericana EOG Resources -la mayor productora de shale oil(petróleo de arcillas, no convencional) de EE.UU.- comenzó a fines de junio a testear uno de los primeros pozos horizontal en la formación Vaca Muertaemplazado en el área Aguada Chivato, donde está asociada con Medanito, una operadora de capitales nacionales. Los resultados de la perforación fueron alentadores: con una producción de arranque de alrededor de 1500 barriles diarios de crudo (casi 250 metros cúbicos), la perforación superó las expectativas de los técnicos a cargo del proyecto.
“Durante los próximos seis meses, los ingenieros ensayarán el pozo para ver cómo responde y a qué nivel se estabiliza la producción. La meta es que la oferta media ronde los 500 barriles diarios”, explicó un colaborador directo de Jorge Sapag, gobernador de Neuquén. Es que el potencial de los yacimientos no convencionales de Vaca Muerta -una de las formaciones de roca madre generadora de hidrocarburos de la Cuenca Neuquina-, se convirtió en la última esperanza de la alicaída industria petrolera, en baja por el descenso de la oferta y reservas de crudo y gas.
La iniciativa del tándem EOG Resources-Medanito, que recién se encuentra en etapa exploratoria, sirve de ejemplo para explicar el grado de avance de las petroleras de Vaca Muerta. Sucede que, si bien en el sector coinciden en destacar el potencial de los volúmenes del shale oil y shale gas entrampados en el subsuelo neuquino, advierten que su puesta en valor demandará de ingentes inversiones que el actual clima de negocios de la Argentina en general -y del segmento de Oil & Gas en particular- no contribuye a propiciar.
“El programa trazado por la provincia para desarrollar los reservorios no convencionales de la Cuenca Neuquina implica desembolsos por más de u$s 25.000 millones en los próximos cinco años”, reveló tiempo atrás Guillermo Coco, ministro de Energía de la provincia patagónica.
Mientras se despejan las condiciones para captar esos capitales, las petroleras han empezado a perforar pozos exploratorios para dimensionar el tamaño de los yacimientos shale. Según datos de Gas & Petróleo, la petrolera provincial de Neuquén, que controla buena parte de los prospectos de shale oil de la cuenca, este año se harán más de 100 perforaciones en campos no convencionales.
Desarrollo incipiente
Los trabajos estarán a cargo, entre otros, de la gigante norteamericana ExxonMobil, que en los próximos dos meses tiene previsto fracturar y testear un pozo de shale oil en el área Los Toldos I; la anglo-holandesa Shell, que en agosto empezar a perforar el bloque Sierras Blancas, que controla junto a Medanito y G&P; EOG Resources e YPF, que colocaron un pozo horizontal con 10 fracturas hidráulicas en Bajo del Toro; Apache, que está testeando un pozo en Huacalera y es uno de los principales productores de tight gas (de arenas compactas); Total, Wintershall y Pan American Energy (PAE), que se combinaron con YPF para perforar las áreas Aguda del Castro y San Roque y desde octubre colorarán un pozo horizontal en Aguada Pichana, uno de los grandes yacimientos convencionales de gas de la Argentina; Pluspetrol, que está encarando un proyecto piloto no convencional en Centenario; y un conjunto de petroleras de menor envergadura que se han sumado en los últimos tiempos, como las canadienses Americas Petrogas y Madalena Resources.
“Vaca Muerta cuenta con recursos hidrocarburíferos por más de 23.000 millones de barriles equivalentes de petróleo (MBOE), de los cual un 80% son volúmenes de crudo, según estimaciones de YPF y de Ryder Scot”, señaló Barclay Hambrook, CEO de Americas Petrogas, que perforará 10 pozos shale en Neuquén entre 2012 y 2013 asociada, en algunos áreas, con ExxonMobil.
El arribo de los máximos jugadores de la industria petrolera a nivel mundial -también Chevron está diseñando un plan de exploración de áreas con potencial de shale oil en El Trapial- obedece, en gran medida, a un informe presentado por la Agencia de Energía de los EE.UU. (EIA por sus siglas en inglés), que cuantificó en 408 TCF’s (trillones de pies cúbicos) los recursos no convencionales de la Cuenca Neuquina. Son números siderales que, de certificarse en reservas, podrían expandir por varias décadas el horizonte de depósitos de hidrocarburos de la Argentina. Basta decir, solamente, que las reservas probadas de gas caían a fines de 2011 a 12 TCF’s.
“Con sólo comprobar un 10% del potencial de los campos no convencionales, ya duplicaríamos las reservas actuales de gas”, señaló un alto directivo de la industria, que prefirió la confidencialidad para hablar con WE.
El arribo de los máximos jugadores de la industria petrolera a nivel mundial -también Chevron está diseñando un plan de exploración de áreas con potencial de shale oil en El Trapial- obedece, en gran medida, a un informe presentado por la Agencia de Energía de los EE.UU. (EIA por sus siglas en inglés), que cuantificó en 408 TCF’s (trillones de pies cúbicos) los recursos no convencionales de la Cuenca Neuquina. Son números siderales que, de certificarse en reservas, podrían expandir por varias décadas el horizonte de depósitos de hidrocarburos de la Argentina. Basta decir, solamente, que las reservas probadas de gas caían a fines de 2011 a 12 TCF’s.
“Con sólo comprobar un 10% del potencial de los campos no convencionales, ya duplicaríamos las reservas actuales de gas”, señaló un alto directivo de la industria, que prefirió la confidencialidad para hablar con WE.
Curva de aprendizaje
“Vaca Muerta va a ser un elefante al lado de Eagle Ford, puede cambiar el panorama energético de la Argentina”, declaró en la misma línea Mark Papa, CEO de EOG Resources, que visitó Neuquén en junio.
El experto de la compañía norteamericana -cuyo valor bursátil en los EE.UU. supera los 28.000 millones de dólares- comparó los campos de Vaca Muerta con los que la petrolera desarrolló en el reservorio Eagle Ford, al sur de Texas, donde luego de un intenso proceso de ensayo y error, en tres años pasaron de una producción de 2000 a 125.000 barriles diarios de crudo. Es decir, más de 20.000 m3/día, es decir, un 23% de la producción actual de hidrocarburos de la Argentina.
El experto de la compañía norteamericana -cuyo valor bursátil en los EE.UU. supera los 28.000 millones de dólares- comparó los campos de Vaca Muerta con los que la petrolera desarrolló en el reservorio Eagle Ford, al sur de Texas, donde luego de un intenso proceso de ensayo y error, en tres años pasaron de una producción de 2000 a 125.000 barriles diarios de crudo. Es decir, más de 20.000 m3/día, es decir, un 23% de la producción actual de hidrocarburos de la Argentina.
El directivo explicó que explotar shale oil en formaciones de roca madre supone un cambio de concepto en cuanto a la ingeniería de desarrollo de los campos. Según su visión, la clave es llevar adelante una perforación intensiva de pozos horizontales “idénticos”, uno al lado de otro, al estilo denominado en la jerga petrolera como “factory” (perforación industrial).
Sin embargo, la curva de aprendizaje para alcanzar una explotación comercial de los yacimientos demandará varios años. “Se precisa una tecnología de última generación que aún no tenemos en la Argentina. Es preciso fracturar las formaciones con bombas muy potentes y desarrollar una ingeniería de producción que recién estamos empezando a implementar en el mercado local”, señalaron desde Apache.
Generar condiciones
A su vez, en función de los precios internos de los hidrocarburos, en la industria sostienen que, en una primera etapa, las inversiones en no convencionales estarán orientadas a extraer petróleo no convencional. Sucede que el valor local del crudo ronda los u$s 75, por debajo del WTI de los EE.UU., que ronda los u$s 85, pero aún con un precio competitivo. “En el caso del gas, con valores muy bajos, cercanos a los u$s 2,30 por millón de BTU, es más complicado, sobre todo porque perforar los depósitos de shale gas requiere de tecnología muy costosa, solo repagable con precios superiores a los u$s 6″, señaló Oscar Vicente, CEO de Entre Lomas y uno de los directivos más reconocidos del sector. A su entender, el conocimiento de las técnicas adecuadas para explorar y poner en producción los yacimientos no convencionales demandará, al menos, entre cinco y 10 años. “A los EE.UU. el desarrollo de las reservas de shale gas le demandó más de 20 años”, explicó el ejecutivo, que también preside el Club de Petróleo. Por el momento, la petrolera que obtuvo -o al menos, lo anunció públicamente- resultados más significativos fue YPF, la mayor productora del país, con un 34% de la oferta de crudo y un 22% de la de gas. La compañía, expropiada por el gobierno de la presidenta Cristina Kirchner a mediados de abril, colocó más de 30 pozos productivos en las áreas Bajada del Añelo, Bajada Campana, Loma La Lata Norte y Chihuido de la Sierra Negra, que hoy en día aportan alrededor de 1000 m3/día deshale oil. Se trata, sin embargo, de una explotación marginal frente a la oferta total de la Argentina, que ronda los 90.000 m3/día, según datos del Instituto Argentino del Petróleo y el Gas (IAGP).
Financiamiento, la clave
El plan trazado por Miguel Galuccio, nuevo CEO de YPF, prevé invertir entre 2013 y 2017 a razón de u$s 7000 millones por año, o sea, un total u$s 35.000 millones a fin de perforar cluster productivos de shale oil y shale gas en Vaca Muerta.
La cifra representa casi un 10% del PBI argentino. E implica un salto exponencial con relación a los números actuales del sector. En 2011, todas las compañías del upstream local -exploración y producción- invirtieron cerca de u$s 3500 millones, según datos oficiales. Entre los grandes players se destacan YPF, que invirtió alrededor de u$s 1300 millones, y Pan American Energy (PAE), que colocó entre 800 y 1000 millones. “Los desembolsos previstos por YPF duplicarían esas cifras”, analizó Daniel Montamat, ex secretario de Energía y presidente de YPF durante su anterior etapa estatal.
“Es la oportunidad para colocar, por primera vez en muchos años, el caballo, que es la política energética, por delante del carro, con vistas a recuperar al autoabastecimiento perdido”, graficó Montamat. Corregir el valor doméstico del gas, que hoy ronda los u$s 2,30 por millón de BTU -muy desfasado en comparación con lo que cuesta traerlo desde Bolivia (u$s 12,06) y el LNG que llega por barco (u$s 16 ó 18)- y generar certidumbre en el marco regulatorio de la industria deberían ser, a su entender, pasos lógicos si se apunta a maximizar la inversión.
Obstáculos de coyuntura
Pero desde distintos sectores advierten que para lograr inversiones masivas en los campos no convencionales habrá que sortear una serie de obstáculos estrictamente ligados al escenario macroeconómico del país. En primer lugar, se tendrán que destrabar las restricciones a la importación que, paradójicamente, justo cuando se reclama mayor actividad a las petroleras, frenan la entrada de nuevos equipos de perforación, repuestos, tecnología e insumos químicos utilizados en la explotación de un campo.
“Desde fines del año pasado se han registrado muchas demoras para ingresar al país equipos que no se fabrican localmente y que son estratégicos para el desarrollo de los yacimientos. Una de las grandes empresas de servicios debió esperar cuatro meses para retirar de la Aduana 20 superbombas de última tecnología que se utilizan para fracturar pozos en yacimientos de shale oil”, indicaron desde la Ceope, la cámara que nuclea a las empresas de servicios petroleros.
La segunda posta que preocupa en el sector es la situación del dólar. La industria petrolera es una importante demandante de divisas porque las tarifas de los servicios están dolarizadas. “Las dificultades para acceder a la moneda extranjera y el consecuente desfasaje con el dólar paralelo despierta muchas dudas en materia financiera”, se sinceró un encumbrado directivo de una productora de Chubut.
A su vez, un tercer issue es saber cuál será la política de dividendos para las petroleras que habilitará el Gobierno; más cuando el retiro excesivo de utilidades hacia el exterior fue uno de los causales que arguyó la administración de la presidenta Cristina Kirchner para impulsar la expropiación de las acciones de la española Repsol en YPF.
A nivel internacional, los accionistas de las petroleras liquidan dividendos por alrededor del 25% de sus ganancias anuales. Pero en la Argentina, eso no está claro. “Las compañías multinacionales no tienen problema en desembolsar, en una primera etapa, 50 ó 100 millones de dólares para explorar los recursos no convencionales de Neuquén, y menos en un reservorio de la magnitud de Vaca Muerta, pero antes de encarar una inversión de gran escala superior a los u$s 1000 millones querrán tener la certeza de que podrán girar parte de las ganancias hacia sus casas matrices”, completaron desde una de las mayores productoras de la Cuenca Neuquina.
Fuente: http://www.cronista.com, 13/07/2012
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