Entrevista a Roberto Carnicer Universidad Austral
La cuestión de la productividad ocupa un lugar central en el sendero de Vaca Muerta hacia su desarrollo pleno. Sobre ese aspecto, Roberto Carnicer, director del área de energía de la Facultad de Ingeniería de la Universidad Austral y de la diplomatura en Petróleo y Gas que la casa de estudios brinda, señala que “aunque ha habido una baja en los costos de extracción, todavía nos falta recorrer un camino que tiene que ver con costos y eficiencia”. De todos modos, en diálogo con El Economista, el también presidente de la consultora Hub Energía, advierte que la rentabilidad hasta 2021 de la explotación gasífera en el yacimiento “está garantizada” gracias a la virtual extensión del Plan Gas mediante de la Resolución 46/17.
¿A qué se puede atribuir la baja del costo de perforación que viene registrándose recientemente en la extracción de no convencionales? ¿Es el recorrido por la curva de aprendizaje, una reducción de los costos laborales, un mayor desarrollo tecnológico?
Es atribuible a diversas causas. Principalmente, a que estamos superando los primeros peldaños de la curva de aprendizaje, mejorando tecnológica aplicada, con un mayor conocimiento geoquímico y litológico. Y también al acuerdo laboral marco y una leve mejora en la logística para movilizar toda la matriz de insumos y productos que se requerirán. Seguramente este último aspecto será el que más avanzará en los próximos años. Pero aunque ha habido una baja en los costos de extracción, todavía nos falta recorrer un camino que tiene que ver con costos y eficiencia. Estamos yendo en la dirección correcta, pero cada formación es diferente y responde en forma distinta. En nuestro caso los resultados son cada vez mejores y prometedores, presentando algunos pozos resultados asimilables a formaciones exitosas de Estados Unidos. Pero no debemos pensar solamente en los costos de extracción sino en la riqueza del producto obtenido. Por ejemplo, en estas formaciones, hay zonas eminentemente petroleras, otras exclusivas en producción de gas natural, y entre ambas una importante área con gas y líquidos del gas natural (propano, butano, gasolina natural y etano). En estas zonas es precisamente donde actualmente se está perforando con mucho éxito dado que el gas presenta altos contenidos de los líquidos mencionados.
Según informó recientemente, YPF consiguió llevar a US$ 8 M el costo de perforación de un pozo. ¿A cuánto sería deseable y lógico llevar ese número, y en cuánto tiempo?
El parámetro costo por pozo es una simplificacion, y podría dar indicios falsos porque la variable que falta es la productividad y la riqueza para definir si es un pozo atractivo para la inversión. Estados Unidos, no solo busca la reducción de costos, sino también pozos ricos en productividad y riqueza. Los costos muestran solo una parte de la película, y son principalmente los costos de capex y opex, que podemos simplificar en costos de activos, costos de mano de obra, insumos, impositivos, regalías. Pero para responder pragmáticamente, un costo por pozo “típico con buena productividad y eficiencia”, aunque dependiendo de cada caso y del horizonte que se tome, a US$ 5 M sería posible si todas las variables se alinean.
¿Son progresos iguales para todas las áreas los que se están logrando?
Las mejoras se han producido en general en todas las áreas, aunque no todas con el mismo nivel de éxito en resultados. Especialmente se ha profundizado más la ventana de producción gasífera que la petrolera. El motivo es un precio de crudo internacional bajo, con una capacidad nacional de refinación a pleno, donde los excedentes para exportación no son atractivos dado que sus costos de extracción aun convencional no generan un costo final rentable para las petroleras. Por otro lado, la posición del Gobierno mediante un plan de incentivos favorece el desarrollo del gas de extracción no convencional (Plan Gas I, II y ahora el de la Resolución 46/17) dado que la producción interna no cubre el 70% de la demanda potencial argentina. Estos incentivos y especialmente la Res. 46/17, aseguran un precio en boca de pozo a los productores muy superior al Henry Hub (US$ 2,8 por MMBTU), e incluso más alto que el precio de importación de gas natural, tanto de Bolivia (US$ 4,45 por MMBTU) como de los US$ 6,09 MMBTU del LNG regasificado de gas importado en barcos.
En una exposición reciente, mostraba que la mayoría de las áreas de una misma formación en Estados Unidos tienen rendimientos elevados pero además, similares. La brecha entre distintas áreas, en cambio, es más grande en Argentina. ¿Por qué? ¿Qué se puede hacer para achicar esas diferencias?
Lo que mostré en esa exposición eran las curvas de productividad de la formación Marcellus (la mayor formación gasífera no convencional de EE.UU.), que sintetizan el resultado de más de 90.000 pozos perforados mediante dos pozos tipo, uno con un EUR (Estimated Ultimate Recovery) de 10 bcf (billones de pies cúbicos) y otro con un EUR de 15 bcf. Y mostraba que los resultados de Argentina, acotados a una muestra mucho más reducida (680 pozos), tendían satisfactoriamente a ese comportamiento. En la mejora de la productividad de las formaciones argentinas, estará el éxito de nuestro avance hacia los no convencionales. El sendero de precio en boca de pozo asegurado por el Gobierno hasta el 2021, es una variable que facilita recorrer aceleradamente la curva de aprendizaje. Nuestros costos promedio para cada tecnología actualmente están entre 20% y 40% por encima de los de EE.UU., pero la productividad no alcanza al 30% de lo que representa un pozo en Marcellus (EUR 15 bcf). Debemos mejorar más en eficiencia y productividad.
¿Qué áreas están mostrando mejores resultados?
El 2016 dejó muy buenas experiencias en los pozos shale de El Orejano y en los pozos tight de Rincón del Mangrullo, Río Neuquén, Lindero Atravesado y Aguada Pichana. Algunos de esos pozos superaron holgadamente los promedios de Marcellus en su etapa inicial, lo que nos permite ser muy auspiciosos con vistas al futuro.
Con un punto de equilibrio en torno a US$ 40 y un barril que según la mayoría de los pronósticos, va a estar por encima de ese valor. ¿Podemos hablar de una explotación de no convencionales rentable ya?
La rentabilidad del horizonte no convencional en Argentina hasta el 2021 está asegurada por la Resolución 46/17, más allá de los benchmarks internacionales. Ahora la carrera está en la productividad. Tenemos cinco años para replicar la experiencia observada en EEUU recortando nuestro breakeven poniendo énfasis no solo en los costos, sino, además en la productividad. Repitiendo los casos exitosos en las concesiones mencionadas y extendiendo las fronteras hacia todos los pilotos en marcha, seguramente más del 50% del gas consumido en Argentina en el 2021 estará localizado en las arenas compactas (tight) y formaciones shale de la cuenca neuquina. Está en manos de todos los participantes del sector (privado, estatal nacional, provincial, gremios) la responsabilidad de cuidar y potenciar lo realizado.
