Buenos Aires (EP) 27 de Oct. – La explotación de hidrocarburos no convencionales ha continuado rompiendo registros en la cuenca, logrando llevar la producción a valores que no se observaban en la provincia desde hace más de una década. A diferencia de lo ocurrido el año anterior, durante el primer semestre de 2019 se observó una fuerte inclinación hacia la producción de petróleo por sobre la de gas natural. Orientándose las inversiones, y por lo tanto las perforaciones, a la extracción del mismo.

Los montos invertidos continuaron recuperándose desde la caída presentada en 2016, dirigiéndose cada vez en una mayor proporción hacia los no convencionales. Siendo las inversiones previstas para este año (USD 5.355 millones), marcando un hito en la provincia al superar las realizadas en 2015 (USD 5.110 millones). Aunque con una diferencia, mientras que en 2015 YPF explicaba 62% de las inversiones, seguido por Pan American Energy y Total con 10% cada una, en 2019 la cantidad de actores (y áreas desarrolladas) se ha incrementado, comprometiendo YPF 46% de los montos totales, seguido por Exxon con 9%, Total 8%, Pluspetrol y Tecpetrol (luego de una gran inversión en 2018 en Fortín de Piedra) 7%, y Pan American Energy y Shell (O&G Developments) con 5%.

Esta participación de más firmas se ha visto acompañada por un proceso de aprendizaje a través del cual han incorporado tanto conocimiento tecnológico como geológico, logrando perforaciones horizontales con ramas de cada vez mayor longitud y cantidad de fracturas. Mientras que en 2016 la longitud de rama horizontal promedio se encontraba en los 1.800 metros, actualmente la misma ronda los 2.500. Similar fenómeno ocurre con la cantidad de fracturas, las cuales se incrementaron desde aproximadamente 15, a más de 30 (lo que ha implicado una disminución en la distancia entre fractura y fractura).

Desarrollo y coyuntura en Vaca Muerta

La explotación de hidrocarburos no convencionales ha continuado rompiendo registros en la cuenca, logrando llevar la producción a valores que no se observaban en la provincia desde hace más de una década. A diferencia de lo ocurrido el año anterior, durante el primer semestre de 2019 se observó una fuerte inclinación hacia la producción de petróleo por sobre la de gas natural. Orientándose las inversiones, y por lo tanto las perforaciones, a la extracción del mismo.

Los montos invertidos continuaron recuperándose desde la caída presentada en 2016, dirigiéndose cada vez en una mayor proporción hacia los no convencionales. Siendo las inversiones previstas para este año (USD 5.355 millones), marcando un hito en la provincia al superar las realizadas en 2015 (USD 5.110 millones). Aunque con una diferencia, mientras que en 2015 YPF explicaba 62% de las inversiones, seguido por Pan American Energy y Total con 10% cada una, en 2019 la cantidad de actores (y áreas desarrolladas) se ha incrementado, comprometiendo YPF 46% de los montos totales, seguido por Exxon con 9%, Total 8%, Pluspetrol y Tecpetrol (luego de una gran inversión en 2018 en Fortín de Piedra) 7%, y Pan American Energy y Shell (O&G Developments) con 5%.

Esta participación de más firmas se ha visto acompañada por un proceso de aprendizaje a través del cual han incorporado tanto conocimiento tecnológico como geológico, logrando perforaciones horizontales con ramas de cada vez mayor longitud y cantidad de fracturas. Mientras que en 2016 la longitud de rama horizontal promedio se encontraba en los 1.800 metros, actualmente la misma ronda los 2.500. Similar fenómeno ocurre con la cantidad de fracturas, las cuales se incrementaron desde aproximadamente 15, a más de 30 (lo que ha implicado una disminución en la distancia entre fractura y fractura).

Según las presentaciones a inversores de la principal operadora, se ha logrado continuar reduciendo tanto el costo de desarrollo de los pozos, como el de operación y mantenimiento. El objetivo fue alcanzado tanto por la mejora en las formas de trabajo (optimización en la logística del movimiento de agua y arena, disminución de tiempos muertos, etc.), como por la extracción de mayores volúmenes de petróleo y gas en cada pozo.

Estos esfuerzos han tenido como contrapartida un significativo incremento de la producción. La extracción promedio del segundo cuatrimestre de este año (mayo – agosto) se encontró 24% por encima del mismo periodo del año anterior, mientras que la de gas lo hizo en 15%. Se logró así que la producción neuquina pase de representar 23% y 51% de la producción nacional de petróleo y gas, a 28% y 55% respectivamente. Como se mencionó antes, se alcanzan ya los mayores volúmenes en la última década.

También se puede apreciar en los gráficos que la producción no convencional viene ganando mayor preponderancia sobre el total provincial, más que compensando el declive natural de los yacimientos convencionales maduros. Al considerar solamente la producción shale, nuevamente del segundo cuatrimestre, el incremento interanual en la extracción de petróleo y gas ascendió a 64% y 86%.

Esto se ha logrado explotando aun solo una pequeña porción (aproximadamente 5%) del total de la superficie de Vaca Muerta que se encuentra en Neuquén, siendo las principales áreas de extracción de shale oil Loma Campana, La Amarga Chica, Bandurria Sur (estas tres siendo operadas por YPF), Bajada del Palo Oeste (gracias a los recientes esfuerzos de Vista Oil & Gas) y Fortín de Piedra (en este caso líquidos asociados a la producción de shale gas por parte de Tecpetrol). La principal área de producción de shale gas, con gran diferencia, es Fortín de Piedra, que explica aproximadamente el 10% de la producción nacional de gas natural, y contribuyen también las áreas de El Mangrullo (Pampa Energía) y Aguada Pichana Este y Oeste (Total).

El incremento en la producción gasífera ha llevado a mejorar la balanza comercial energética del país, retirándose el buque regasificador amarrado en el puerto de Bahía Blanca, renegociándose el contrato de compra de gas natural a Bolivia (disminuyéndolas cantidades mínimas a importar bajo la cláusula take or pay), reiniciando la exportación de gas natural a Chile (a la fecha las solicitudes han sido bajo condición de entrega interrumpible) e incursionando en la licuefacción de gas natural para su exportación por ultramar (buque Tango FLNG). El efecto de ello ha sido una reducción, en estos primeros ocho meses año, de aproximadamente USD 600 millones en las importaciones de gas natural en estado gaseoso y licuado, implicando una reducción de 2.900 millones de m3, lo que significó una caída de 36%. Por su parte, las exportaciones se han incrementado en el primer semestre en USD 165 millones.

No obstante todas estas mejoras, difícilmente se puedan observar incrementos significativos, en el corto plazo, en la producción gasífera. Las dificultades que presenta este hidrocarburo para ser almacenado requieren su colocación en el mercado rápidamente luego de ser extraído. Existen actualmente cuellos de botella en la infraestructura para su traslado (gasoductos), como variaciones muy significativas en la demanda (comportamiento esperable dada su estacionalidad). Esto compromete la rentabilidad de las explotaciones pues deben cerrarse pozos en las estaciones cálidas.

La capacidad de evacuación hacia el mercado interno, mediante los gasoductos troncales de TGS y TGN, es de aproximadamente 75 MMm3/d, y en la región se consumen más de 6 MMm3/d entre la planta MEGA y las generadoras eléctricas térmicas. Si bien existe además capacidad de transporte por aproximadamente 13 MMm3/d en los gasoductos que conectan a la provincia con Chile, debe tenerse en cuenta que ese país tiene contratos de importación de GNL vigentes actualmente, y que es probable que no abandone en el corto plazo resguardando su seguridad energética. Esto no sorprende considerando que Argentina incumplió contratos firmados en años previos.

En respuesta a esta situación ello se ha iniciado un proceso de convocatoria, por parte de la Secretaría de Gobierno de Energía, para la construcción de un sistema de transporte que conecte a Neuquén con Buenos Aires y el Litoral, con una capacidad inicial de 15 MMm3/d para luego ser ampliada progresivamente hasta 40 MMm3/d, lo que reduciría sustancialmente el consumo de GNL importado (en este caso regasificado desde la unidad localizada en el puerto de Escobar). Debe tenerse en cuenta que a pesar de encontrarse aún vigente la convocatoria, debido al elevado grado de incertidumbre política y macroeconómica que sufre el país, fue postergada la recepción de las propuestas económicas y es esperable que este proyecto quede detenido en lo inmediato.

Todo esto ha llevado a que las firmas orienten sus principales inversiones y esfuerzos hacia la extracción de crudo, ya que este hidrocarburo no se enfrenta a las restricciones mencionadas.

En caso de existir saldos exportables, los mismos pueden ser comercializados fácilmente. Esto podría lograrse sin demasiadas fricciones, al haber liberado su precio desde octubre de 2017. Sin embargo, este escenario aún resulta lejano, si bien la producción continuó creciendo, los precios de los combustibles líquidos no escaparon de la volatilidad de la economía argentina. Las recientes sacudidas cambiarias, que llevaron a caídas en el precio en dólares de los principales combustibles líquidos, junto a la aplicación de retenciones a la exportación, provocaron que el valor del crudo local no acompañe el comportamiento de los mercados internacionales. Ello debido a las dificultades en traslado a precios en el primer caso, y a un menor valor de paridad de exportación en el segundo. Se suma actualmente una mayor distorsión al haber congelado los precios hasta el 13 de noviembre, a los valores vigentes el 09 de agosto.

Como consecuencia de estos últimos cambios se ha visto un freno en el nivel de actividad, suspendiéndose la actividad de equipos de perforación, junto a una mayor cautela por parte de las firmas en sus proyectos futuros. Si bien las empresas más afectadas han sido las de servicios petroleros, las operadoras no han escapado de esta situación, pues han visto congelados sus precios en la moneda local.

Comentarios Finales

Los pasos que se han dado en la explotación de los recursos de Vaca Muerta resultan auspiciosos. Se ha probado su potencial productivo con mayor intensidad, a la vez que se consiguieron importantes avances en aspectos referidos a productividad y costos. No obstante estos logros, aunque necesarios, no son suficientes para el desarrollo masivo de la formación.

Incrementar la producción de gas natural no solo precisa de precios que mantengan rentable la actividad (punto que no debe de darse por sentado, pues la reciente depreciación del peso ha implicado una caída del valor de las tarifas en dólares), sino también de expandir las posibilidades de colocación del hidrocarburo. Si bien existen diversas posibilidades para ello (incrementar la capacidad de transporte, consumo dentro de la provincia por otras actividades, etc.), las mismas requieren de obras de infraestructura que aun con la decisión de afrontarse, requieren de algunos años para ejecutarse. En el mejor de los casos, se puede esperar que la producción se sostenga en los niveles actuales en el corto plazo.

Por su parte, el desarrollo de los proyectos de shale oil se enfrenta a menos restricciones. El reciente incremento en la capacidad del oleoducto Loma Campana – Lago Pellegrini, y la incursión de Vista, mediante su subsidiaria Aleph, plantean en el transporte de hidrocarburos un escenario en cual en lo inmediato no se presentarían cuellos de botella. Sin embargo, la disociación entre los precios internos e internacionales1 compromete seriamente los planes de las principales firmas, siendo el riesgo regulatorio la variable central a tener en cuenta al momento de evaluar las inversiones.

Superado el stress político actual, la política energética que se adopte a partir del 10 de diciembre no podrá ignorar las particularidades técnico productivas y económicas que tienen este tipo de explotaciones. Si bien el potencial de Vaca Muerta puede llevar no solo a disminuir las importaciones de energéticos, transformando a la Argentina nuevamente en un exportador neto, e incluso, convirtiendo al sector en uno de los motores de la economía nacional, la rápida tasa de declino en la producción de estos pozos requiere un elevado ritmo de perforación para lograr mantener los volúmenes extraídos. Un esquema de incentivos que desaliente las inversiones puede llevar a perder rápidamente los avances logrados.