YPF gira hacia los yacimientos convencionales

(ADN).- Las empresas confían en que poner en plano desarrollo esta formación impactará en el PBI a razón de 1 o 2 puntos al año. Hubo menciones a la conflictividad social, y se hizo foco en bajar los costos, única forma de llegar a una rentabilidad con precios de los hidrocarburos deprimidos.

En los instantes previos de las Jornadas de Energía 2017, que se realizaron en la sede Neuquén del Museo Nacional de Bellas Artes, decenas de empresarios del Alto Valle de diferentes rubros y consultores econónimos, comentaban por lo bajo: “vine a ver que va a pasar, para donde hay que orientar los esfuerzos”. Una vez adentro se encontraron con definiciones fuertes, un mundo insospechado que se abre y dificultades complejas, sobre todo las vinculadas a lo social, un aspecto que a las empresas les cuesta abordar con solvencia. Todos los participantes acudieron a partir de una ya tradicional convocatoria anual del Diario Río Negro a los principales actores del sector, y contó con Ernesto López Anadón, Presidente del Instituto Argentino del Petróleo y Gas (IAPG), como el moderador.

Una de las definciones fuertes la aportó Pablo Bizzotto, nombrado hace pocos días Vicepresidente Ejecutivo de Upstream de YPF e integra la mesa de seis que directivos que maneja la compañía junto al Presidente Miguel Gutiérrez. Bizzotto, de Allen y egresado de la UNCo, aseguró que “aún tenemos oportunidades en los yacimientos convencionales”, que son aquellos en declino, con un certificado de defunción en el bolsillo hasta antes de este encuentro.

Calificado por el Gobernador de Neuquén Omar Gutiérrez, como “el Messi de los No Convencionales”, Bizzotto dio sus razones para ponerles unas fichas a los yacimientos convencionales: “fueron yacimientos trabajados a lo largo de la historia de manera ineficiente, y además ahora existe una tecnología, por el desarrollo de Vaca Muerta, de la cual nadie disponía hasta muy poco tiempo”.

Gutierrez, al hacer el cierre de las diferentes exposiciones, mostró la carta que su equipo de gobierno le pedía mantener en reserva, y adelantó cuales son las metas que la principal provincia petrolera se ha trazado junto al gobierno nacional: “Sé que me van a matar los de la primera fila, pero creemos con el gobierno nacional que para el 2019 podríamos dejar de importar gas, y cubrir ese déficit de 25 millones de metros cúbicos diarios con la producción de Vaca Muerta”. El estado se evitaría comprar gas a los barcos, como los que llegan de Trinidad y Tobago, y que solo en el período enero del 2016 al 23 de agosto de ese año representaron una erogación de 10.354 millones de dólares.

En cuanto a las señales sobre el futuro, el presidente de Tecpetrol (brazo petrolero de Techint), Carlos Ormaechea, adelantó que los resultados iniciales en el yacimiento Fortin de Piedra “confirman y mejoran lo esperado”.
“Si nos remitimos a la comunidad de negocios del país, tenemos en Vaca Muerta el mejor proyecto de Argentina para los próximos 10 años”, y calificó el desarrollo comercial de esta ya famosa formación geológica como “una extraordinaria oportunidad”. Qué tan grande? Bueno, estiman que solo la explotación comercial de esta formación puede empujar el crecimiento del PBI del país en 1 o 2 puntos porcentuales al año.

El panel de representantes de las empresas lo completó Maximiliano Hardie, Venture Manager para Upstream de Shell Argentina. Ponderó la calidad de la formación. Más amplia en superficie que las descubierta en EEUU, y más espesa que aquellas. “Hay una alta densidad de recursos”, sentenció.

Contó que en el país del norte les llevó 4 años y 200 pozos hasta tener un desarrollo rentable. Por eso trazó como plazo para comenzar a obtener “cash” de los emprendimientos de Neuquén el año 2020.

Y dejó el dato inquietante para el final: “Habrá que traer gente de afuera”. Además planteó lo que para él son los desafíos urgentes: mejorar el destino del cuttin, o recorte de perforación, o barros. “No podemos transportarlos 200 kilómetros”, se lamentó, y lo dejó como desafío para las autoridades ambientales. Y por otro lado, pidió ayuda para la protección del suelo en las locaciones donde la actividad extractiva es más intensa. “Las mantas oleofílicas no van”, sentenció.

Todos los participantes, por las condiciones del marcado, volcaron buena parte de sus energías a desmenuzar sus estructuras de costos para poder mejorarlas.

Cuales son las empinadas cuestas de las empresas? Adaptarse a los precios internacionales de los hidrocarburos.
Hace 4 o 5 años, cuando el barril rondaba los 90 dólares, hacer un pozo de no convencional, costaba 70 dólares. No había mucho margen. Hoy, con el crudo en 49 dólares, la industria revisó todas sus variables, y está en un costo de 40 dólares por barril. UN gran desafío haber llegado a esos números.

En Gas, deben producir a menos de 4 dólares el millón de BTU para salir a mercado con tarifas competitivas. Como el proyecto está en desarrollo, el estado les garantiza 5,10 dólares, y eso no deja de ser una transferencia de fondos públicos. “Es como un cebador, para que todo este complejo arranque, pero en 4 años debemos ser rentables”, se aclaró desde Tecpetrol.

Aquí, cada decisión es por millones de dólares, y cada día parado por lluvia, viento o piquete, son otros tantos millones de dólares. Esos aspectos fueron definidos como “interferencias que atentan contra el aceitado mecanismo de la industria”, según Omaerchea, quien se lamentó por la existencia de “mayores costos por tiempos muertos”.
Bizzotto en una -misma sintonía-, habló de eficiencia, de usar cada recurso al máximo, y no puso en el centro del debate a la mano de obra, sino a los costos de logística. La arena de fractura puede representar el 20% del costo de cada pozo. El común de las empresas deben pagar 250 dólares cada tonelada: 30 dólares por extraerla, 30 de secado, 200 de flete y distribución. YPF, que puso su propia planta de producción y procesado de arena, obtiene el mismo insumo a unos 100 dólares la tonelada.

En términos generales, ya la producción neuquina de gas es en un 41% de origen en No Convencionales.

Desde YPF desplegaron sus compromisos y las alianzas que son motivos de orgullo. Varias multinacionales confiaron en la petrolera argentina, como Chevron, Down, Petronas, Shell, Statoil y Shlumberger. Todas miran que tan eficiente es YPF: “Nuestros socios nos exigen resultados”, dijo Bizzotto. Y lo hacen porque deben analizar donde les rinde más cada dólar de inversión, si en los ya desarrollados campos de EEUU, y en la promisoria Vaca Muerta.
“Debemos trabajar con la precisión de un reloj suizo”, señaló Bizzotto, que se lo ve lanzado a romper todo récord en la reducción de los gastos. Hace dos años cada perforación insumía casi 18 millones de dólares y se bajó a los actuales 8 millones para un pozo tipo de 3.000 metros de profundidad, y 1.500 metros de desplazamiento horizontal. Este es un número similar a los estándares de los Estados Unidos, donde les demandó 17.000 pozos llegar a esa cifra en la formación Eagle Fort, mientras que en Vaca Muerta recién se han perforado 600. Y eso que en Argentina un equipo de perforación cobra el doble que en EEUU.

Y en este punto, el ingeniero de Allen, sacudió la modorra de un auditorio sumido en una sacral penumbra: “Les quiero dejar un mensaje”, avanzó, y aseguró con toda la autoridad que la da haber “resucitado” el yacimiento de gas Loma La Lata, que “los yacimientos convencionales se trabajaron con cierta ineficiencia”. Lanzó el desafío de “romper los paradigmas” que indican que a lo sumo se puede recuperar el 40% de cada dólar gastado en estimular esos modestos reservorios, y que a su juicio en este rubro el país “aún tiene una oportunidad”.

El intendente Horacio Quiroga abrió la ronda de exposiciones. Destacó que cuando hay dificultades, como en el mundo petrolero de Argentina, es necesario “actuar con decisión” para avanzar por encima de las trabas. Hizo un alto para analizar “los costos ocultos de la industria”, entre los que mencionó “las extorciones de los sindicatos”, que por pujas internas vienen protagonizando una sucesión de piquetes en rutas provinciales, y “las ocupaciones ilegales de tierra”, en referencia a la última resolución judicial que rechazó las pretensiones de una autodenominada comunidad mapuche cerca de Añelo, de ocupar terrenos ubicados sobre los accesos a los yacimientos.

Gutiérrez, a su turno, aclaró al auditorio que aún queda el 80% de la superficie de Vaca Muerta por concesionar. Marcó como hitos para el despegue de este cluster económico, el dictado de la Ley nacional de Hidrocarburos, el reciente acuerdo de productividad con los gremios, el “precio justo” de boca de pozo para el gas, mediante aportes del Estado, y el rol de la provincia ante cada proyecto, debido a que le dieron voz y voto cuando se analizan las inversiones que las compañías presentan a las autoridades nacionales.

Le adelantó a Tecpetrol, empresa que tiene un proyecto de inversión por 2.300 millones de dólares, que, con el Ministro de Energía de la Nación, Juan José Aranguren, acordaron darle un precio seguro hasta el año 2021 para todo el gas que extraigan de Fortín de Piedra.

Desde lo social, puso de relieve que el 80% de la mano de obra que ocupa la industria es de Neuquén y que “las fricciones sociales desalientan las inversiones”.

Concluyó repasando la existencia de 25 concesiones en toda la provincia, y que ponerlas en plena producción demandaría inversiones por 142.000 millones de dólares. Un mundo lejano, para este presente de bases recién hechas, que aún esperan se peguen los primeros ladrillos del mejor negocio que tiene el país en sus manos.