Vaca Muerta

A la reactivación de Vaca Muerta le falta inversión extranjera

El capital global todavía tiene que sortear obstáculos como el impacto de la variante Delta del coronavirus y adaptarse a los nuevos objetivos del mundo con la transición energética hacia la pospandemia.

Vaca Muerta aporta 152 mil barriles por día de petróleo y 38 millones de metros cúbicos por día de gas, en concreto más del 30% de los hidrocarburos del país salen de la roca shale de la Cuenca Neuquina. Cada una de las compañías que tiene inversiones en los no convencionales tiene su propio perfil, en parte asociado a los desarrollos que tienen en sus diferentes bloques productores. Algo en común entre las más fuertes es que tienen un alto componente nacional dado que en los últimos años las inversiones extranjeras perdieron fuerza.

Las exportaciones están dándole un periodo de ganancias a las compañías, esto de la mano de Vaca Muerta y su shale oil que permitió incrementar la producción (Neuquén quiere cerrar el año con 232 mil barriles por día, la mitad de la producción nacional). No obstante, la salida de la pandemia y las presiones para acelerar la transición energética en el Hemisferio Norte son factores a los que deben prestarse atención.

“Los que están impulsando el desarrollo de Vaca Muerta son las locales. Con excepción de Shell, las inversiones de empresas como Equinor o Total vienen muy lentas. La recuperación tiene una tendencia positiva y podría ser más rápida pero las condiciones macroeconómicas y globales no están favoreciendo a las inversiones en Vaca Muerta”, dijo Ernesto Díaz, vicepresidente para América Latina de Rystad Energy, ante la consulta de +e.

Para Díaz, las políticas en torno al petróleo y el gas podrían ayudar a seguir apalancando las inversiones aún en un contexto de pandemia. La ventana del shale oil está aprovechando la oportunidad de negocio de las exportaciones, algo que podría potenciarse con un nuevo régimen que reduzca las retenciones, incluso llevándolas a cero. En tanto que las inversiones en el gas requieren el cumplimiento de los pagos del Plan Gas.Ar y también la posibilidad de pensar una nueva instancia con mejores precios por millón de BTU.

“En lo más coyuntura, el giro de dividendos es importante. Y la importación de bienes para que la operación fluya mejor. En el largo plazo, las compañías tienen que seguir mejorando los costos y la eficiencia porque la competencia a nivel regional y global es cada vez mayor”, analizó Díaz.

“Hay descubrimientos importantes en Guyana, Surinam, Brasil y México donde están las mismas mayors que están operando en Vaca Muerta. Esas compañías están trabajando en Latinoamérica con breakevens muchísimo menores a los que actualmente tienen en Vaca Muerta”, repasó el referente de Rystad Energy.

¿Por qué están acelerando las compañías de capital local? Gustavo Pérego, director de Abeceb, considera que el Plan Gas.Ar es uno de los motores porque le brindó un incentivo que supieron aprovechar compañías que están adaptadas al mercado local, tienen su riesgo colocado en el país y sus inversiones en el exterior no tienen el mismo nivel de desarrollo.

“Hay que destacar el caso de Shell que está invirtiendo en ampliar su capacidad de procesamiento. También Vista Oil & Gas, que es comandada en la Argentina pero se financia en el exterior. Otras demoran inversiones por la estrategia de su porfolio”, analizó Pérego al recibir la pregunta de +e.

“Hay una discusión muy fuerte acerca del pico de consumo de petróleo, que podría ser dentro de quince años, muchas grandes operadoras están buscando invertir en proyectos que tengan una rentabilidad mayor y de más corto plazo para aprovechar la ventana de crecimiento de consumo de combustibles”, alertó el director de Abeceb. Este elemento global tiene que ser atendido en el país dado que podría condicionar la llegada de inversores a Vaca Muerta y a otros desarrollos de hidrocarburos.

Más allá del incremento significativo de las exportaciones, la producción de crudo sigue viviendo del mercado interno y, por lo tanto, desarrollos como los de Vaca Muerta están atados al ciclo de expansión nacional y no al internacional.

El coronavirus a través de la variante Delta es otro elemento que genera interrogantes para la industria a nivel global.

De acuerdo al Ministerio de Energía y Recursos Naturales de Neuquén, las compañías interesadas en los yacimientos de la provincia tienen una proyección de inversiones de hasta u$s 3.790 millones. El año pasado las operadoras invirtieron poco más de u$s 2.009 millones, la cifra más baja de la última década, por la pandemia del COVID-19.

El gobierno provincial siempre destacó que si bien en los inicios de la explotación de Vaca Muerta, entre 2013 y 2016, las inversiones estaban casi en manos de YPF, en los últimos años empezó a verse una diversificación. No obstante, queda pendiente que jugadores de peso a escala mundial también inviertan con fuerza.

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> Los pozos: ¿Cuántos hizo cada compañía?

YPF lidera y le siguen Tecpetrol, PAE, TotalEnergies y Shell Argentina.

¿Cuáles son las operadoras petroleras que explotan el shale de Vaca Muerta? Una consulta que puede responderse al observar el número de pozos realizados con el objetivo en la roca shale.

La compañía con más pozos operativos es YPF, con 771 según de la Secretaría de Energía de la Nación y que +e obtuvo a través de un informe de RICSA. La producción está orientada principalmente a petróleo -en junio llegó a 90 mil barriles por día- de la mano de Loma Campana, Bandurria Sur y La Amarga Chica.

Tecpetrol tiene 88 pozos y lidera la producción de gas en Vaca Muerta. En junio llegó a 12 millones de metros cúbicos por día, destacándose Fortín de Piedra, un yacimiento que explica nada menos que el 10% de la producción nacional.

Pan American Energy y TotalEnergies contaban con 64 pozos operativos en Vaca Muerta para el sexto mes del 2021. En el caso de PAE, la producción shale fue de 8.700 barriles por día y 2,9 MMm3/d de gas. Y la francesa tuvo una performance de 2000 barriles por día y 4 MMm3/d. En tanto, Shell tenía 52 pozos operativos (cada día, 16 mil barriles de shale oil y 600 mil metros cúbicos de shale gas) .

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Una historia reciente de las inversiones

  • Los desembolsos históricos. El pico histórico de inversiones en el sector hidrocarburífero de Neuquén se produjo en 2015, con u$s 5.150 millones. En 2016, cayeron un 36% con respecto al año anterior, hasta los u$s 3.266 millones.
  • La peor crisis para Vaca Muerta. Los problemas macroeconómicos del 2019 quedaron completamente tapados por el impacto del COVID-19 en el mundo, que afecto a la demanda de crudo y obligó a frenar la producción por fuerza mayor.
  • La compra más importante. Shell y Equinor adquirieron la parte de Schlumberger en Bandurria Sur a través de una UTE. Cada compañía desembolsó u$s 177,5 millones para quedarse con el 49% del bloque operado por YPF.
  • Áreas líderes del shale. YPF tiene a Loma Campana como principal productor de petróleo del país y Tecpetrol a Fortín de Piedra que explica el 10% del gas argentino. Los dos bloques están en el podio gracias al shale de Vaca Muerta.

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