Entrevista a Luis Felipe Sapag Autor de “Entender Vaca Muerta” Por Ernesto Nimcowicz
Luis Felipe Sapag, primo del ex gobernador Jorge Sapag, y referente energético y político del MPN, estuvo en Buenos Aires, disertando acerca de su último libro “Entender Vaca Muerta”. Sapag también es presidente de la Comisión de Energía de la Legislatura neuquina, vicepresidente del MPN y vicedecano de la Facultad Regional de Neuquén de la UTN de las carreras de ingeniería. El Economista lo entrevistó para analizar cómo está hoy la situación en Vaca Muerta, uno de los principales reservorios de no convencional del mundo y su visión de lo que puede pasar.
¿Cómo está hoy la actividad hidrocarburífera en Vaca Muerta que tuvo un despegue inicial y luego se frenó por la caída de los precios internacionales y ahora va por un nuevo repunte?
Efectivamente. La situación actual es muy distinta y mucho mejor que durante ese inicio del no convencional. Ese inicio fue abrupto cuando YPF y Chevron de un día al otro llevaron 19 equipos a Loma Campana. Y si bien había muchas empresas, cerca de 20 operadoras, explorando la parte no convencional de la cuenca, los únicos que se animaron a jugarse masivamente en ese momento fueron YPF con Chevron. En ese momento, el 90% las operaciones con fractura hidráulica eran de YPF y en Loma Campana. Las otras 20 sólo participaban en un 10%. En ese momento los dos principales factores eran dos la pérdida del autoabastecimiento energético argentino y el barril de petróleo rondando los US$ 100 en 2014. La caída del barril de petróleo hizo que en 2014, en pocos meses que el precio baje abruptamente de US$ 100 a US$ 20 para luego estabilizarse un tiempo en el orden de los US$ 30. Esto causó mucha angustia a Argentina porque si bien benefició a la balanza de pagos, ya que abarató las importaciones energéticas por otro lado puso en peligro la esperanza del desarrollo de la cuenca neuquina del no convencional (que no sólo abarca Vaca Muerta ya que tenemos
cinco tipos de shales distintos y una cantidad no determinada de yacimientos tight, pero que no bajan de 20). Pero por suerte, si bien los precios tocaron un fondo desde hace un año se estabilizaron en torno a los US$ 40 y US$ 50.
¿Cuál fue el aprendizaje frente a la baja de precios?
Todo esto sirvió para un impresionante mejoramiento tecnológico y organizativo para incrementar la productividad. La baja de los costos que lograron dos países, Estados Unidos y la Argentina se debe no sólo a lo que tiene que ver con los adelantos tecnológicos sino también organizativos en el complejo proceso del no convencional. Por ejemplo, dejando de lado áreas donde la productividad no daba para cubrir los costos y enfocarse en las zonas donde estaba garantizado un break even de en torno a los US$ 50. Y hoy para la industria en general la producción no convencional es viable con US$ 40 el barril. Y lo bueno hoy es que YPF y las otras empresas que están operando están en esos parámetros. YPF fue una de las empresas que más innovó en no convencional. Las técnicas conocidas casing drilling y tubing drilling, que hoy se usan en todo el mundo, pero se inventaron en Neuquén. Entonces, en mi opinión esta baja de precios internacionales, ayudó a la industria a mejorar la productividad, a mejorar la geología, y la logística. Y redundó a la larga en beneficios no sólo económicos y tecnológicos
"Esto causó mucha angustia (la baja del petróleo) a Argentina porque si bien benefició a la balanza de pagos, ya que abarató las importaciones energéticas por otro lado puso en peligro la esperanza del desarrollo de la cuenca neuquina del no convencional"
Cuando arrancó la perforación en Vaca Muerta el costo estaba en el orden de los US$ 8 a US$ 12 millones. ¿Cómo está hoy?
Si costaba ese valor uno vertical mientras que uno horizontal de 1.500 metros costaba US$ 13 o US$ 14 millones. Sí pero hay otro factor importante. Esos pozos producían 200 barriles por día en Loma Campana Ahora un pozo con 2.500 metros de rama horizontal, y 30 etapas de fractura cuesta US$ 8 millones y produce 1.500 barriles. Por eso, a los críticos que hablan de un parate o una recesión en Vaca Muerta cuando YPF dejó sólo 5 equipos, contra los 19 que había o la caída de pozos perforados que bajaron de 500 a 300 entre 2015 y 2016 en mi opinión eso no es así. Porque con los 300 pozos se produce más que antes. Neuquén nunca dejó de incrementar su producción. Siempre siguió subiendo. Y en la actualidad más de un tercio de la producción de gas de Neuquén es no convencional. Y el año que viene va a ser la mitad de la producción de gas. Además, antes el 90% lo producía YPF y sólo el 10% el resto de los operadores. En la actualidad, el 60% lo hace YPF y el 40% corresponde al resto de los operadores y va creciendo.
¿Cómo está hoy la situación en Vaca Muerta?
En 2014, teníamos un sólo play en Loma Campana en etapa de producción masiva. Hoy tenemos 20 planes pilotos en preproducción y 6 en desarrollo masivo. Las etapas son tres: exploración, plan piloto, y desarrollo masivo. Las inversiones para cada etapa saltan de decenas de millones de dólares a miles de millones de dólares. En este momento tenemos más de 50 en exploración, 20 en plan piloto y 6 en desarrollo masivo. Y sólo este año, pasaron dos a desarrollo masivo y cinco plan piloto.
¿Cuáles son los programas con desarrollo masivo que continúan?
El de YPF en Loma Campana; el de YPF con Dow, en El Orejano; el de Pan American Energy, en Lindero Atravesado; Pampa Energía, en el yacimiento que le compró a Petrobras; Pluspetrol, en Centenario y Tecpetrol, en Rincón de Piedra. Y está también el plan piloto que está por pasar a masivo en Aguada Pichana y donde participan YPF Total Wintershall y Pluspetrol. Pero, además, Total en Aguada Pichana viene produciendo desde antes.
"Las etapas son tres: exploración, plan piloto, y desarrollo masivo. Las inversiones para cada etapa saltan de decenas de millones de dólares a miles de millones de dólares. En este momento tenemos más de 50 en exploración, 20 en plan piloto y 6 en desarrollo masivo"
¿Cómo está la situación con la empresa G&P (Gas y Petróleo de Neuquén) que apostaba a convertirse en un operador y había generado algunos enfrentamientos con YPF)?
Con la caída de los precios internacionales, el exgobernador Sapag decidió que G&P dejara de ser un operador y se dedicase sólo en administrador de las áreas.
¿Cómo está viendo los últimos acuerdos de productividad en Vaca Muerta entre el Gobierno, las empresas y los gremios?
Bien, pero no es una tarea fácil. Porque hay una inercia que viene de los trabajadores que vienen de la actividad convencional a los que les cuesta pasar al no convencional donde pasan a ganar la mitad. Entonces hay una dificultad. Que no existe con los nuevos trabajadores en su mayor medida desempleados. Pero es cierto que el ciclo de terminación de los pozos es totalmente distinto en el convencional que en el no convencional. En el no convencional, cuando arranca un pozo, la terminación se lleva más del 50% del tiempo y de los costos. Con lo cual la terminación no se puede parar. Y creo que el liderazgo de Julio Pereyra, el titular del gremio de los petroleros privados, ha sido importante para explicarles a los trabajadores que se trata de una adaptación inevitable. Está funcionando y por eso se anunciaron siete nuevos contratos durante este año.
¿Los operadores se quejan también del tema infraestructura?
Se está avanzando mucho. Se está haciendo la segunda ruta petrolera, en septiembre se licita el ferrocarril y hoy el 70% de la arena que se usa es argentina. Se va avanzando. En Estados Unidos el valor del gas está a US$ 3 mientras que en Argentina está a US$ 7,50 con lo cual hay mejores condiciones de producción.
