Por qué la apuesta extranjera por Vaca Muerta

Vaca Muerta se compara con los mejores yacimientos no convencionales del mundo

 

La inauguración esta semana de una planta de producción temprana en Vaca Muerta por parte de Shell reavivó una serie de preguntas que rodean a la roca gigante neuquina. ¿Cuánto hay de real y cuánto de mito? ¿Qué se puede hacer para volver realidad la promesa? ¿Cuándo sucederá?

 

El potencial es indudable. El consenso de los especialistas y actores del sector remarca que en términos geológicos, Vaca Muerta se compara con los mejores yacimientos no convencionales del mundo. Argentina es, después de todo, la segunda reserva de recursos no convencionales de gas y la cuarta de petróleo. Por eso, no sorprendió anteayer que el vicepresidente ejecutivo y responsable de upstream de Royal Dutch Shell, Andrew Brown, destacara que Vaca Muerta es el segundo activo de shale gas de la firma en el mundo.

 

Sin embargo, recursos no es reservas (económica y técnicamente extraíbles) y por ende, la pregunta que se hacen todos: ¿es rentable Vaca Muerta? El Economista consultó a algunos de los ejecutivos globales de lacompañíaangloholandesapresentes en Neuquén.

 

“¿Qué aspectos son centrales a la hora de decidir si invertir en Vaca Muerta y qué le muestran hoy?”, se le preguntó a uno de ellos, que dividió su respuesta en dos puntos. Por un lado, la performance del yacimiento (los resultados que arrojan los programas piloto, los costos que insume). Por el otro, el marco regulatorio (las leyes, la normativa) y la dinámica de los actores del sector(los trabajadores, los sindicatos, los gobernadores, el Gobierno Nacional).

 

Cuestión de costos

 

Con respecto al primer punto, el ejecutivo holandés se mostró más que satisfecho. Al cabo de la perforación de cien pozos, un yacimiento tipo de Estados Unidos o Canadá logra hacer bajar los costos a la mitad y en los apenas 18 que lleva perforados Shell en Vaca Muerta, la curva de costos se dio más rápida que en otras partes del mundo, por lo que en Argentina esperan lograr ese 50% de reducción de costos aun antes de los 100 pozos.

 

En esa línea se inscribe el acuerdo multipartito para el desarrollo firmado en Casa de Gobierno en febrero, aunque no es el único requisito. “Va a bajar los costos, pero no tanto. Hay muchas otras cosas que afectan los costos, hay cosas que podemos hacer y que estamos aprendiendo para perforar más rápido”, plantea Laurens Gaarenstroom, gerente general de Recursos No Convencionales para Argentina de Shell. Por otra parte, la adenda al convenio colectivo de trabajo incorporada al acuerdo no está siendo aplicada en los yacimientos todavía sino que será de aplicación paulatina y deberá ser negociada contrato por contrato.

 

Regulaciones y actores

 

Con respecto al otro punto, el marco regulatorio y la interacción de los que intervienen en el sector, el ejecutivo mostró el mismo entusiasmo. Según su visión, el marco normativo argentino es muy bueno no solo desde el cambio de gobierno en diciembre de 2015, como se suele destacar, sino también desde antes. “Las regulaciones provinciales son buenas, el problema era cuando el gobierno federal no dejaba libertad a las provincias”, advierte y destaca la “estabilidad regulatoria” argentina en contraposición, por ejemplo, a la de Colombia.

 

Asimismo, un aspecto central que destacan es la buena capacitación de los operarios argentinos en comparación con otros países.

 

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