Vaca Muerta y una nueva oportunidad para su petróleo

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Si bien desde el gobierno provincial se espera que sea el “año del gas” con un pronóstico de crecimiento del 20%, con el crudo en los valores actuales (65 dólares para el Brent) el horizonte del shale oil mejora sustancialmente. Una gran porción de las 26 concesiones no convencionales que otorgó hasta el momento Neuquén son de petróleo.

El aumento de los precios internacionales mejoran las perspectivas para el shale oil. Sus costos necesitan valores altos. Las operadoras mantienen la cautela.

Por Federico Aringoli  –  El 2017 fue un pésimo año para el producción de petróleo en el país. La caída fue del 6% en la comparación con los doce meses de 2016. Los precios bajos, un invierno más cálido y una retracción en la economía productiva, dejaron una de las peores marcas en los últimos tiempos. Sin embargo el despegue internacional de los valores del crudo, que se intensificaron sobre finales del año, sirvieron para atemperar un estruendoso golpe.

La nota disonante la tocó la Cuenca Neuquina. Fue la cuenca que menos perdió en la producción de líquidos (-3,9%) e incluso en diciembre llegó a conseguir números positivos (0,5%), una tendencia que se sostenía en enero y febrero.

Ese repunte final, que suavizó los números definitivos, estuvo empujado centralmente por la producción no convencional: el shale oil de Vaca Muerta. Los mejores precios para el crudo, liberado en el país desde septiembre de 2017, fueron el gatillo que permitió poner a producir más los pozos que esperaban por un mejor horizonte comercial.

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Hay expectativas en señalar que 2018 será el año del aterrizaje para la curva decreciente de la extracción de crudo. Sin embargo ninguna de las operadoras se anima a agitar las banderas de una reactivación petrolera.

Si bien desde el gobierno provincial se espera que sea el “año del gas” con un pronóstico de crecimiento del 20%, con el crudo en los valores actuales (65 dólares para el Brent) el horizonte del shale oil mejora sustancialmente. Una gran porción de las 26 concesiones no convencionales que otorgó hasta el momento Neuquén son de petróleo.

Inicialmente se creía que la franja de rentabilidad para el shale oil argentino era de 80 dólares. Pero el ajuste de costos practicado durante los más de dos años de precios bajos sirvió de escuela para crear un modelo de rentabilidad para el crudo de Vaca Muerta.

Los últimos datos conocidos sobre los márgenes para el no convencional nueuqino los aportó YPF cuando informó que el break even en Loma Campana, el yacimiento shale insignia, era de 40 dólares. Por encima de ese precio la operación ya tiene ganancias.

Pablo Bizzotto, vicepresidente de Upstream de YPF, comentó a la revista Trama hace un tiempo atrás que Loma Campana es el proyecto con mejor rentabilidad de la compañía. Incluso en esa área comenzó la construcción de un oleoducto (junto a Tecpetrol) que llegará hasta la estación de bombeo Lago Pellegrini de Oldelval y que tendrá capacidad de transporte para 23.000 metros cúbicos diarios.

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Actualmente los caños para evacuar la producción de crudo en la cuenca tienen entre un 20 y 30 por ciento de disponibilidad. Con maniobras operativas y mantenimiento, las proyecciones hasta 2020 aseguran capacidad de transporte sin necesidad de ampliaciones.

Las operadoras que anotan proyectos con objetivo en shale oil, además de YPF, son Shell, PAE, Exxon, Wintershall, Pluspetrol y Tecpetrol, entre otras. Pero la zona caliente para el petróleo de Vaca Muerta es el norte de Añelo, alrededor de Loma Campana. En suma casi el 40% de la producción de crudo neuquino llega desde áreas no convencionales, aún cuando sólo dos de las concesiones están etapa de desarrollo masivo, el resto son pilotos que este año podrían despegar.

Pero no todo es no convencional en la industria petrolera neuquina. Según informó YPF hace tiempo, casi el 90% de sus ingresos en el upstream llegan de yacimientos maduros. Por eso un mejor escenarios de precios también sirve para imaginar un futuro más próspero para las viejas áreas de la mano de técnicas de recuperación secundaria y hasta terciaria, que con un barril a 40 dólares no se rentabilizaban.

La cuenta en las operadoras que más áreas concentran es la siguiente: el nuevo petróleo lo aportará el no convencional, por lo que el trabajo para las áreas maduras es congelar la curva de declino. En estos bloques, que Neuquén están concentradas alrededor de Rincón de los Sauces, el objetivo es mantener la línea productiva.

El traslado a combustibles

Pese a lo que siente el bolsillo de los conductores del país, los precios de los combustibles no alcanzaron todavía el aumento del barril y la devaluación operada en los últimos meses. Muestra de eso es que el valor del litro de nafta medido en dólares en Argentina ya no es de los más caros en la región.

Este esquema, pese a ser un mercado liberado, cuenta con un celoso seguimiento del gobierno nacional que busca evitar una escalada inflacionaria. Esta presión puede terminar repercutiendo sobre el upstream y moderar las proyecciones de producción.

Algo similar podría ocurrir con los precios. En un mercado concentrado, las pequeñas operadoras juegan con las condiciones que imponen las grandes compañías de la industria local. Esto en la práctica se traduce en valores por debajo de las marcas de referencia internacional.

El sueño del gas y petróleo

El boom de los no convencionales puede fecharse en 2014. Estuvo básicamente empujado por el desarrollo de Loma Campana. Los altos precios internacionales generaron las condiciones para armar el camino del shale alrededor del crudo. El sueño se desvaneció repentinamente con el desplome de los valores de referencia en el mundo.

Las operadoras migraron hacia el gas sus planes de inversión al punto de que entre el año pasado y las primeras semanas de este se confirmaron inversiones, atadas al nuevo Plan Gas, por 6.781 millones de dólares. En esa cuenta apoya sus deseos el gobierno provincial de llevar la producción gasífera a los 70 millones de metros cúbicos diarios.

Pocas veces en la historia de la Cuenca Neuquina, caracterizada por ser la principal productora de gas, se vivió un nivel de actividad apuntalado por buenos condiciones para ambos hidrocarburos. El año que se abre podría ser el escenario deseado. Sin embargo la cautela corta de lado a lado al sector privado.

Anticipar una recuperación puede ser una puerta que se abre a los reclamos sindicales, una relación que consiguieron subordinar con la adenda laboral para Vaca Muerta.

Otra oportunidad para el petróleo de Vaca Muerta

El transporte de crudo en la región está al 70% de su capacidad y tiene margen hasta 2020.

YPF puso en marcha, junto a Tecpetrol, la construcción de un oleoducto de 80 km desde Loma Campana. Podrá transportar hasta 23.000 m3.

En números

40%  –  de la producción de crudo en Neuquén proviene de áreas con desarrollos no convencionales.

26  –  concesiones no convencionales entregó hasta el momento la provincia de Neuquén. De ellas 10 tienen objetivo shale oil.

6%  –  fue el retroceso de la extracción nacional de petróleo durante el año pasado. Una de las peores de los últimos tiempos.

3,9%  –  fue la caída que acumuló durante 2017 el crudo de la Cuenca Neuquina en comparación con los niveles del año anterior.

La enseñanza de las épocas de precios bajos le permitió a las petroleras aumentar

su productividad con operaciones más baratas y rentables.

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