Vaca Muerta, aunque tapa de los diarios, no deja de ser más que una gran promesa, en la actualidad. Hasta el momento, se llevan perforados 700 pozos de gas y petróleo no convencional (más otros 400 de tight gas, aproximadamente) contra cerca de 17.000 en la formación norteamericana Eagle Ford. El desarrollo pleno de la actividad en el yacimiento requerirá, según los especialistas y actores del sector, que anualmente se perforen alrededor de 1.000 pozos, lo que demandará una inversión directa ?sin contar infraestructura ni desarrollo de proveedores? estimada en unos US$ 10.000 M a US$ 20.000 M. Lejos de los parámetros actuales.
Las inversiones
En ese contexto, el anuncio de una inversión agregada del sector de US$ 5.000 M para este año (US$ 2.300 M de ellos por parte de YPF), aunque es “importante”, no deja de estar lejos de los niveles a los que debe esperar el yacimiento, advierte Diego Calvetti, socio líder de Petróleo y Gas de KPMG Argentina. “Es un número importante, no es despreciable, aunque sí puede ser algo insuficiente. Es necesario adicionar más”, planteó en diálogo con El Economista y sostuvo en ese sentido que cree que esa será una base de inversión sobre la que el mercado saldrá a buscar otro monto similar para alcanzar los US$ 10.000 M este año. Mayormente, excluida YPF, esas inversiones vendrán de la alemana Wintershall, la francesa Total y la argentina PAE (líderes junto a la petrolera de mayoría accionaria estatal en la explotación gasífera) y en menor medida, Pluspetrol, Tecpetrol, Pampa, Shell y Exxon, entre otras con una presencia más acotada en la formación.
En la misma línea, para Mariano Lamothe, director de Mercados Verticales de Abeceb, “son niveles de inversiones fenomenales” aunque “necesitan otras formas de producción, de trabajo y esquemas modernos para poder con el tiempo empujar más inversiones, que son necesarias”.
De todos modos, advierte Calvetti, “hay que ver cuál es el direccionamiento de esas inversiones: si va a nuevas áreas o complementa inversiones en áreas que ya están siendo explotadas”. Entre las áreas que han sido más exploradas hasta ahora, se encuentran Los Molles, para el caso del shale oil, y Loma La Lata, Rincón del Mangrullo, Lindero Atravesado y El Mangrullo, en gas y tight gas. El destino de las inversiones es particularmente significativo por cuanto en el caso de que las inversiones se vuelquen sobre áreas no exploradas (o poco estudiadas), se contribuiría a expandir el conocimiento de la formación, lo que ayudaría a encontrar los llamados “sweet spots”. Un caso es el de Bandurria, donde YPF emprenderá un megaproyecto junto a PAE y Wintershall.
Los obstáculos
Por otra parte, no es menos cierto que los proyectos en Vaca Muerta todavía están en etapa piloto, lo que demorará la llegada de las grandes inversiones, y que la cuestión de precios a nivel internacional y la capacidad de la industria de absorber los cambios propuestos en el acuerdo serán clave.
En lo que hace al tiempo de los proyectos, en una de las majors internacionales con presencia en Vaca Muerta, por ejemplo, calculan que recién para 2021 habrá completado su etapa piloto y podrá tomar la decisión de cuánto, cómo y dónde invertir. Sin embargo, sostienen que la casa matriz de la firma ve con ansias el proyecto y confía en que será uno de los yacimientos donde más capital volcará en el mundo en los próximos años.
“Hay una primera etapa de entendimiento del yacimiento, después una de diseño de los proyectos y luego, la de producción en masa”, explica Calvetti. La buena noticia, explica, es que el acuerdo logrado entre el Gobierno Nacional, el neuquino, las petroleras que operan en el yacimiento y los sindicatos que representan a sus trabajadores, podría acelerar los tiempos. “Puede hacer que junto con la lenta recuperación de precios (internacionales) que se empezó a ver este año, se aceleren los procesos de estudio, y que hacia 2018 o 2019, ya con mejores precios, se logre acelerar la entrada en la etapa de producción en masa”, avizora.
Tras el acuerdo logrado entre los países de la OPEP y once no miembros de la organización (entre los que se encuentra Rusia), el precio del crudo podría crecer este año, según diferentes estimaciones, a cerca de US$ 60 por barril. Mientras tanto, para Calvetti, ese número podría llegar a US$ 70 para 2018 o 2019, un valor “más que razonable para hacer viable Vaca Muerta”.
En cuanto al resto de la actividad petrolera no convencional, en tanto, los especialistas advierten que no será tan fácil imitar un acuerdo como el alcanzado para el yacimiento estrella del shale. “Hoy el acuerdo es muy puntual, hay que ver si se puede. No digo que sea imposible, pero sí lo veo bastante difícil”, opina el socio de KPMG en base a que los actores, las condiciones y las particularidades de cada provincia o cuenca son distintas. En este caso, la promesa del desarrollo de Vaca Muerta era un aliciente para que todos los actores buscaran un acuerdo, mientras que en otros lugares ese horizonte de potencial no existe o es menor. Así todo, advierte Calvetti, “sí hay puntos trasladables dentro de la adenda, como la revisión de las mal llamadas horas taxi”.
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Otra medida para las petroleras
Además del acuerdo para bajar los costos en Vaca Muerta y la quita de las retenciones a las exportaciones hidrocarburíferas, las mineras y petroleras podrían recibir otra medida a su favor. En el Gobierno estudian dar de baja la obligatoriedad de liquidar las divisas de la exportación de los productos mineros y petroleros a través de bancos locales, una restricción derivada del decreto 1.722/11 que data de 2011. “Es una medida que hace al flujo y el repago de inversiones, y permite que las empresas puedan disponer de su producción libremente”, celebró Calvetti y enmarcó el acuerdo de Vaca Muerta y los cambios regulatorios en la búsqueda de “darle un reimpulso a la actividad en un momento en el que las inversiones vienen a un ritmo más lento y en que las empresas buscan proyectos que garantizan una capitalización más rápida”.
