Los planes de tres petroleras para que este año reviva «el sueño verde» de Vaca Muerta

Luego de la caída de la demanda de energía a niveles históricos por el Covid, las petroleras retomaron su ritmo de producción y revisaron sus estrategias. Los planes para este año de YPF, Shell y ExxonMobil. Qué horizonte prevén para el sector y para la formación no convencional.

 La sorpresiva pandemia del Covid-19 alteró todas las proyecciones. En el mes de abril el mundo dejó de girar, casi literalmente. La incertidumbre reinó gran parte del año y el sector energético sintió el golpe de lleno. Según el ‘‘Informe Covid-19, resumen del brote global y su impacto en el sector energético», publicado a mediados de diciembre pasado por la consultora noruega Rystad Energy, la crisis de la pandemia provocó el cierre de 27 refinerías en todo el mundo en 2020. Pero lo particular de esta crisis es que se produce por la histórica caída en la demanda de energía, no por la oferta. El informe señala que ‘‘la recuperación de la demanda de petróleo para 2021 está impulsada por la posibilidad de inmunidad colectiva a medida que más población se vacune y los bloqueos y restricciones se levantan en consecuencia». 

Luego del colapso del segundo trimestre del año pasado, el fracking en la cuenca Permian, la más importante de los no convencionales en Estados Unidos, tuvo una leve recuperación en el tercer trimestre y una nueva caída en noviembre. Según la consultora noruega, hoy está al 70 por ciento de los niveles que tenía en prepandemia. Además, Rystad Energy prevé que, si la producción de crudo aumenta según lo previsto, habrá una sobreoferta de hasta 200 millones de barriles hasta mayo. Por su parte, la calificadora Moody´s advirtió que para este año la demanda de crudo tendrá una recuperación, pero lejos todavía de los niveles previos a la crisis del Covid-19. 

En este complejo escenario mundial, la actividad petrolera en la Argentina, que ya venía en crisis en 2019, también enfrentará sus propios desafíos durante 2021. Aunque no son las únicas, las fichas están puestas en reducir los costos en Vaca Muerta. Las compañías alcanzaron una curva de aprendizaje que les permitió reducir costos en la ansiada búsqueda de competitividad. Según el informe ‘‘Análisis de los pozos petroleros de Vaca Muerta 2014-2020″ realizado por la empresa FDC Field Development a partir de información de la Secretaría de Energía, en 2014 se perforaron cinco pozos con un costo de desarrollo de alrededor de US$ 22,5 millones. En 2019 fueron 111 pozos perforados con costo de US$ 10,5 millones, mientras que en 2020, con 45 pozos perforados, el costo de desarrollo fue de US$ 9,5 millones.

 El CEO de YPF, Sergio Affronti, dice a APERTURA: ‘‘Tras un año inédito por los efectos de la pandemia, podemos pensar que lo peor de la situación quedó atrás y que como país e industria tenemos una oportunidad para consolidar el autoabastecimiento y convertirnos en exportadores de energía a nivel regional y global. El 2021 tiene que ser un punto de inflexión para YPF y para la industria. Los costos son la clave que nos van a abrir la puerta para ganar competitividad y confianza en el mundo». Y añade que para alcanzar esto ‘‘se requieren inversiones significativas a lo largo de varios años para desarrollar todo el potencial que permita el completo abastecimiento del mercado local para luego convertirse en un exportador serio y confiable, que justifique las inversiones necesarias en las refinerías del mundo para procesar el crudo liviano de Vaca Muerta».

Sergio Affronti, CEO de YPF.

Por su parte, Sean Rooney, presidente de Shell Argentina, indica que el Covid-19 trajo una abrupta caída de la demanda y del precio del petróleo a nivel mundial. ‘‘Toda la cadena de valor de la industria se vio impactada, particularmente las empresas de servicios locales. En el caso de Shell pudimos reanudar nuestros proyectos en Vaca Muerta rápidamente, adaptando protocolos y formas de trabajo para operar de manera segura«, dice. El ejecutivo también cuenta que la compañía concretó en 2020 una exportación de 470.000 barriles junto a Equinor (la compañía de energía estatal de Noruega). ‘‘Estamos cerca de alcanzar el máximo uso de la capacidad instalada de procesamiento de nuestra EPF (Early Production Facilities, por sus siglas en inglés, que es una planta que permite procesar el gas) y estamos cerca de completar la construcción de una segunda planta, que triplicará esa capacidad a más de 40.000 barriles por día. Haber logrado todo eso en el contexto de incertidumbre actual y hacerlo de manera segura, con cero accidentes, es resultado del enorme trabajo y el compromiso de nuestro equipo», agrega. 

Daniel De Nigris, Lead Country Manager de ExxonMobil Argentina, resalta: ‘‘Hemos atravesado un año complejo (por 2020). Además de la pandemia de Covid-19, las circunstancias que a nivel local e internacional han afectado a la industria y generado una situación sin precedentes han llevado a que la totalidad del sector haya tenido que reevaluar el ritmo del plan de desarrollo de los proyectos. En nuestro caso hemos logrado mantener las operaciones en el campo con una perforadora de alta   complejidad y tecnología, y garantizamos la seguridad de nuestros empleados, como así también sostener sin interrupciones ni impactos nuestras operaciones, con protocolos de trabajo remoto para los 2000 empleados que la compañía tiene distribuidos entre las ciudades de Buenos Aires y Neuquén».

 Daniel Kokogian, presidente de la consultora especializada en el sector  petrolero New Milestone, analiza el escenario local actual y los desafíos para este año: ‘‘Nadie espera una recuperación a niveles prepandemia antes de fines de 2021, sobre todo ahora que se está viendo la segunda ola de contagios en el hemisferio norte. Es esperable que esta sea amortiguada por la presencia de vacunas, pero -en consecuencia- la recuperación de niveles previos se está moviendo hacia 2022. Hay sectores como el consumo de combustibles en la aviación que aún está entre 40-60 por ciento o también el consumo de combustibles en Estados Unidos, que está en el 75 por ciento«. En cuanto a la Argentina, dice, ‘‘no escapó a la tendencia general. El consumo cayó en picada y generó saldos exportables que en la última parte del año pudieron venderse, pero el nivel general todavía no se recuperó».

Sean Rooney, presidente de Shell Argentina

Respecto a las perspectivas para este año, el consultor opina: ‘‘Deberíamos ver una leve pero constante recuperación, si asumimos que no entramos en un nuevo período de cuarentena total o parcial. Sin embargo, no creo que se recuperen niveles de actividad, como por ejemplo en perforación, hasta el 2022 o 2023. El sector va a estar muy influenciado por los precios del petróleo». Y añade que si el Brent (el petróleo del Mar del Norte que cotiza en Londres), que hoy se ubica a US$ 50 por barril, sube por encima de ese valor se debería ver una reactivación importante, pero si queda entre los US$ 40 y 50 se mantendrá muy cerca de los niveles con que terminó el 2020. 

En cuanto al gas, Kokogian explica que ‘‘la actividad del upstream estará ligada directamente a la necesidad de cubrir el cupo generado por el Plan Gas. Ar», el programa de estímulo a la producción que lanzó el Gobierno para frenar el declino. Este plan fue consensuado con las petroleras, que participan de una subasta (la primera se realizó en diciembre) donde se licitaron alrededor de 70 millones de metros cúbicos diarios. Se prevé inversiones por parte de las petroleras para este año, que mostraron señales de apoyo al programa. 

‘‘Salvo que se genere algún tipo de oportunidad comercial con precios más altos para el invierno, veo muy difícil que la producción aumente más arriba de esos niveles (el cupo generado por el Plan Gas.Ar), con lo cual puede haber un impacto fuerte de las importaciones de GNL (Gas Natural Licuado), que han sufrido una suba muy importante de precio, sobre todo en diciembre por la demanda asiática. Esperemos que esos valores no se consoliden para el invierno», advierte Kokogian. 


LOS PLANES DE INVERSIÓN 

Affronti adelanta que en el caso de YPF el objetivo central de las inversiones para 2021 es lograr revertir el declino sistemático de la producción de los últimos cinco años: ‘‘Vamos a depender de la capacidad de financiamiento, pero estamos pensando un 2021 con un plan de inversiones bastante agresivo, muy por encima de lo invertido en 2020 pero que no necesariamente requiere volver a los niveles prepandemia, teniendo en cuenta que las eficiencias de costos nos permitirán tener muy buenos resultados con menores erogaciones».   

 Para Kokogian, el desafío de Vaca Muerta no es demostrar que puede producir, sino que se pueden transformar esos recursos en reservas de manera sólida, constante y en toda la cuenca. ‘‘Eso se está logrando en operaciones puntuales, pero no es la generalidad todavía. Además, deberíamos lograr producir gas sin subsidios. Los costos bajaron notablemente en los últimos cinco años y seguramente están bajando aún más ahora mismo, veremos hasta dónde podemos llegar. Hubo un gran ´break´ técnico cuando se pasó de los pozos verticales a horizontales y desde allí no paró de mejorar, alargando los tramos horizontales y eficientizando las fracturas». El consultor agrega que «se está mucho más cerca, pero es un desafío enorme transformar esos recursos en reservas, entre otras cosas por la necesidad infinita de Capex (gastos en bienes de capital). En los no convencionales no se puede parar de perforar, o sea de invertir, y la recuperación de la inversión todavía no está en niveles competitivos», apunta. 

En el caso de Shell, Rooney comenta: ‘‘En el marco del proyecto de desarrollo que tenemos en los bloques Sierras Blancas, Cruz de Lorena y Coirón Amargo Sur Oeste (en Vaca Muerta, donde Shell pasó a desarrollo masivo en 2019), triplicaremos la capacidad de procesamiento de crudo que tenemos. A los 12.000 barriles adicionales de capacidad en nuestra planta de producción temprana sumaremos 30.000 barriles de petróleo diarios de capacidad a través de la puesta en funcionamiento de una segunda planta en Sierras Blancas». Rooney prevé: «En todos nuestros bloques esperamos perforar más de 40 pozos nuevos y en el mediano plazo abastecer ambas plantas con producción propia. En Bajada de Añelo continuaremos con nuestro plan de perforación para seguir ganando conocimiento del área y diseñando nuestro plan de inversión. Además, seguiremos realizando una serie de obras de infraestructura, entre las cuales se destaca el oleoducto desde Sierras Blancas a (la localidad de Allen (Río Negro), para transportar nuestra producción». 

 Daniel De Nigris, Lead Country Manager de ExxonMobil. 

Por el lado de ExxonMobil, De Nigris explica que superada la pandemia deberán enfocarse en retomar los niveles de producción. ‘‘En upstream, los proyectos en marcha están vinculados al desarrollo de gas y petróleo en Vaca Muerta. Allí tenemos intereses en siete áreas, y poseemos concesiones de explotación no convencional a 35 años en los bloques Bajo del Choique-La Invernada, Pampa de las Yeguas, Sierra Chata, Los Toldos I Sur, y Los Toldos II Oeste. Operamos cinco bloques con la guía de ExxonMobil Unconventionals. Además, contamos con el Centro Global de Servicios en Buenos Aires para seguir dando soporte a afiliadas de la compañía en múltiples locaciones alrededor del mundo», explica. 

NECESIDADES Y DESAFÍOS 

¿Qué necesita la industria para consolidar una recuperación? Affronti, de YPF, sostiene: ‘‘Tenemos que lograr acuerdos que se extiendan en el tiempo, que le otorguen previsibilidad al sector y que consoliden las eficiencias operativas y de costos, y permitan al país tener energía a precios competitivos. Eso es en definitiva lo que pasó con el Plan Gas.Ar y los resultados positivos que se vieron en la presentación de las ofertas es una muestra de que cuando se generan las condiciones la industria acompaña». Y añade: ‘‘El sector necesita precios de referencia previsibles para movilizar los niveles de inversión necesarios para lograr el pleno desarrollo del potencial de nuestros recursos. Vemos que el Gobierno está comenzando a dar señales positivas para generar esas condiciones de previsibilidad. Pensamos que una nueva ley marco vendría a afianzar y acelerar este proceso para poder aprovechar esa ventana de oportunidad».

 Para Rooney, en 2020 hubo señales positivas para el sector. ‘‘Hace falta continuar en ese camino, porque para realizar todo el potencial de desarrollo que ofrece Vaca Muerta se necesitan inversiones grandes y eso requiere de confianza y previsibilidad en el largo plazo». Además, subraya que como operadoras su tarea es seguir brindando eficiencia y reduciendo costos con tecnologías, prácticas y aprendizajes exitosos en otras partes del mundo. ‘‘Pero ese esfuerzo es en vano sin condiciones competitivas de inversión, que incluyan el acceso a divisas y precios internacionales, un régimen tributario conducente con la actividad y, sobre todo, que esos términos permanezcan estables en el tiempo», agrega. 

En la óptica de De Nigris, ‘‘el Gobierno manifestó la relevancia que el desarrollo del sector energético puede tener para el crecimiento, lo cual muestra que es muy importante seguir avanzando entre todos los actores de la industria en el desarrollo de un marco regulatorio que genere un entorno competitivo». 

Y remata: ‘‘Debemos seguir trabajando para lograr reglas duraderas y estables que fomenten la competitividad en todo el ciclo logístico de la industria, desde la producción hasta el punto de exportación. En el corto plazo creemos que la posibilidad de tener un salto cuantitativo en la producción en el mercado del petróleo crudo está al alcance de la mano».

Por Roberto Bellato

El Cronista

Un comentario en «Los planes de tres petroleras para que este año reviva «el sueño verde» de Vaca Muerta»

  • el 15 febrero, 2021 a las 14:29
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    El precio del LNG esta aumentando . China invertira 29000 millones de dolares en aumentar la infraestructura hasta 2030 en terminales en LNG apostando al incremento de su valor. Tal vez se deciden an construir una liquificadora aqui.

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