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PESRSPECTIVA |

El tema de la seguridad jurídica
El inversor de Vaca Muerta mira por las reglas de juego

El desarrollo de la segunda reserva mundial de gas esquisto se ha desacelerado a la espera de que se despeje la incertidumbre electoral y se clarifiquen las reglas de juego, afectadas por el conflicto con Tecpetrol acerca de los subsidios.

mié 31 de julio de 2019
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Edición Julio Nº 1217

Industria 4.0
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Por Rubén Chorny

 

Un tuit de The Institute for Energy Economics and Financial Analysis (IEEFA) @ieefa_institute, fechado justo un mes antes de las Primarias Abiertas Simultáneas Obligatorias (PASO) exhorta: "Plan Energético requerirá que los productores argentinos de petróleo y gas redoblen sus esfuerzos en 2020".

En números, el centro de investigación ubicado en Cleveland, Estados Unidos, entre cuyos patrocinadores cuenta a la familia Rockefeller, indica que la producción de gas tendría que aumentar 23% con respecto a los niveles de 2019, para encauzar el Plan Energético 2017.

Aun cuando Argentina cuenta con la segunda mayor reserva mundial de shale gas y ha estado cambiando de la dependencia de la extracción convencional al fracking no convencional con el desarrollo del megayacimiento Vaca Muerta, la meta parece de difícil cumplimiento.

IEEFA llama la atención sobre dos rémoras que caracterizan su desarrollo:

La aprensión de inversores internacionales a encarar proyectos pone en evidencia que del exiguo aprovechamiento de 5% de la superficie total de la cuenca, YPF controle 42%, la estatal neuquina GyP 12% y el 46 por ciento restante se distribuya entre otras compañías como ExxonMobil, Pan American Energy, Petronas, Pluspetrol, Shell, Tecpetrol y Wintershall, etc.

Que en 6 años Vaca Muerta cuente con sólo 342 pozos en producción, mientras que la Cuenca Permiana (en Texas y sureste de Nuevo México) contaba con 3.560 pozos 6 años después de su desarrollo más agresivo y en Eagle Ford (Texas) se completaron 478 pozos luego de dos años de desarrollo.

La consultora especializada en estas lides, KPMG, prefiere ver el vaso medio lleno de Vaca Muerta, como ser que desde el año pasado la producción en pleno recambio de convencional a no convencional registró signo positivo y que "hace 5 meses hubo un logro muy importante que no llegamos a dimensionar: se fue cargado con gas de Vaca Muerta un barco regasificador que había estado anclado en Bahía Blanca desde hacía 10años procesando el GNL importado con el que se cubría la demanda invernal", como afirma el socio de la firma que atiende en el país el rubro Oil & Gas y Minería.

Diego Calvetti, socio líder de Energía y Recursos Naturales de KPMG Argentina, afirma que desde 2015 recibió a una decena de grupos económicos extranjeros relacionados con la actividad, interesados en invertir y que 2 ó 3 ya lo concretaron.

KPMG presta diversos servicios, incluidos de ciberseguridad, a las principales petroleras radicadas e independientes que no están, y resalta que en todos los casos avizora interés.

"La verdad es que Vaca Muerta es la joya de la abuela y Argentina, no solo Neuquén, podría dar un salto en calidad de vida si se la administra y explota para que derrame adecuadamente. Noruega, con el petróleo del Mar del Norte, es la prueba que desde hace 50 años una comunidad o un país viven con un alto nivel de desarrollo, ejemplifica. 

 

–¿Qué necesita Vaca Muerta para despegar?

–Empieza a ser una realidad. Llevamos casi 2 años de una reducción en la caída de la producción por el efecto de la entrada en producción de los no convencionales. Lástima que ahora, por la incertidumbre política, con la resolución 46 de por medio, los productores sacaron un poco el pie del acelerador.

 

–¿Reducción en la caída en vez de aumento?

–Hay una realidad en la explotación no convencional que la diferencia del convencional: en una primera etapa lo que se busca en el yacimiento es entender y estudiar a la roca generadora, la roca madre, y elegir la estrategia de fractura que mejor potencie la liberación de los recursos. Cuando se miran las concesiones siempre hay un período de 3-4 años en el que se habla de piloto y con el shale estamos dentro de ese plazo, ya que arrancamos en 2013, cuando se firmó el contrato con Chevron.  

 

Subsidio en pugna

–¿Tuvo algo que ver el conflicto del gobierno con Tecpetrol por el subsidio a la producción incremental de gas en Fortín de Piedra?

–Aunque exageraría si dijera que quedó afectada la seguridad jurídica, sí se puede afirmar que fueron cambiadas las reglas de juego, sin que hayan estado claras desde el minuto cero. Si nos atenemos a lo que dijo el presidente de YPF, Miguel Gutiérrez, en IDEA, no es que el sector necesite subsidios, sino reglas claras que les permitan a las empresas tener un norte, saber en qué invertir y a qué velocidad. 

 

–¿Qué les dicen a los clientes de la consultora cuando preguntan por Vaca Muerta?

–Que su desarrollo a pleno demanda entre US$ 15 y 20.000 millones por año de inversiones. Y en el camino tenemos que solucionar otros inconvenientes, además de los políticos, que se presentan en términos estructurales, ya que si hoy explotara toda la producción casi que habría que reinyectarla a pozo porque no haycómo transportarla. La capacidad instalada hoy está para su transporte y de hecho Fortín de Piedra sigue trabajando al mismo nivel. Porque una vez que se empieza con un nivel de producción de fractura con los no convencionales y se liberó el gas en la roca madre, ya no se puede detener el proceso. Son 23, 24, 30 etapas de fractura.

 

–O sea que de algún modo el actual ritmo cansino de producción viene bien...

–Para el desarrollo del 15% de Vaca Muerta, no creo que nos dé este nivel de infraestructura. Si ya tenemos un cuello de botella con transporte, energía eléctrica, midstream de líquidos y gases en 4% de explotación de la superficie, imaginen con escalas mayores las inversiones que habría que destinar.

Pero el gobierno está pensando cómo ampliamos la capacidad del gasoducto patagónico y llevamos un tren, porque lo primero que se hizo fue reabrir la exportación a Chile. Nuestro gran problema es que las áreas de producción están muy alejadas de los centros de consumo y de los de exportación, excepto Chile. Argentina tiene que regenerar ese mercado intermediario entre el productor y el consumidor, que es la distribución. Deberá repotenciar las transportadoras de gas, buscar de qué forma esa cadena de valor, que en otras partes existe y es el midstream, genera nuevos actores, o nuevas inversiones, o repotencia las inversiones o la capacidad.

 

–¿Qué aconsejan en un país cuya demanda de gas se concentra fuertemente en una estación al año?

–Estamos entrando en temporada alta de demanda. Lo importante es que el nivel de consumo no afecte a la industria. Históricamente, primero se abastece el residencial y luego, si queda, a la industria, o se le corta. Una buena señal sería que el abastecimiento esté garantizado para todos con producción propia. Y hasta hay algunos momentos en los que tenemos excedentes de gas muy importantes. El volumen importante de producción que movilizará adquiere un desafío no menor: cómo lo hará. Es fundamental la infraestructura.

 

–¿Alcanzamos competitividad o todavía falta?

–Para un pozo en el área de Marcellus o Permian, en Estados Unidos, estamos hablando de 8/9 millones de dólares de costo y acá estamos en 11/12. Es un plus a ganar, y eso que mediante un trabajo muy fuerte descontamos terreno desde el momento cero y hoy estamos 50% de lo que eran en su origen.

Hay casos como el de Shell, que tiene su centro de operaciones en Estados Unidos, y desde ahí manda datos de las perforaciones de acá y los compara con los resultados obtenidos allá, vuelve y dice cuál es la mejor forma de hacerlo. Esa tecnología ahorra costos acá y mejora la rentabilidad. Aun así arrastramos una brecha para la que el tren patagónico sería una opción, pero la cuestión es que ahora el empresario-productor tiene un poco frenada la inversión.

 

La tecnología flexibiliza

–¿Conforma al inversor una flexibilidad laboral como la que se aplicó en Neuquén, o querría avanzar más?

–Es que la tecnología es la que lleva a más. Hoy el productor maneja 500 pozos desde adentro de una sala de telemática llena de monitores, o revisa el funcionamiento de las bombas a través de un dron, cuando antes lo hacía una persona en camioneta dentro del campo petrolero. Uno de los grandes problemas que tienen nuestros convenios es que no están vivos, son fotos de situaciones estáticas que no se dinamizan nunca. 

Está dentro de la propia definición de reserva petrolera, que es la cantidad de líquido que es extraíble con la tecnología existente. Hace 20 años, o 5, un pozo lateral tenía 1.500 metros, hoy llega a 3.500 y pronto estará en 5.000. Todo eso permite liberar reservas y el avance tecnológico al final del día es eso.

 

–Y son también robots, que amenazan con dejar sin trabajo al hombre…

–Va a haber áreas donde el reemplazo del hombre será más lineal, en otras será más complejo y en otras coexistirán tecnología y seres humanos. En Sudáfrica, en las minas de profundidad, ya no entran personas sino robots, que se manejan desde una sala de telemática. Claramente hay un desplazamiento de la mano de obra humana. Pero eso no se aplica en la sala de comandos. Podrá haber ayuda de inteligencia artificial, pero va a haber un punto de decisión que es del ser humano. KPMG ha desarrollado robots para que la compañía petrolera pueda estudiar la mejor estrategia de perforación de un pozo. Se acumula información de miles de perforaciones alrededor del mundo y el software entrecruza los datos para presentar las mejores opciones. Pero el que decide cuál elegir es el ser humano. El proceso ahorra aprendizaje de campo, o sea plata.

 

–En ese caso estaríamos hablando de recursos humanos altamente capacitados...

–El sistema de producción del petróleo es diferente gracias a la tecnología involucrada. Vamos a ver una apuesta muy fuerte de las petroleras en la capacitación y cobra importancia el paso por la explotación convencional para llegar a la no convencional en cuanto al expertise del personal. El equipo en sí mismo, en cuanto a la forma de explotación si bien cambia en cuanto a la perforación convencional, que es vertical, con muy pocos ramales laterales, cuando YPF los está planteando de 3.500 metros, cuando 5 años atrás hablábamos de 1500.

Si se mira la industria en términos de remuneración y capacitación, claramente el software, las farmacéuticas y las petroleras son los mejores pagos, lo paradójico es que serán los mejores pagos entre los mejores pagos, porque la competencia está dada en captar a los mejores recursos, lo cual generará un mercado en sí mismo. 

 

–¿Prevé muy reducida la oferta de ese personal tan calificado?

–Como hay otro nivel tecnológico involucrado y el empleado petrolero va a tener que ser ampliamente entrenado, sí, encontrar personal con esas capacidades será una complejidad.

 

–¿Una política de Estado sería suficiente para evitar que incertidumbres electorales atenten contra la inversión?

–Las leyes básicas están y hay que hacerlas cumplir. Vivimos durante muchos años sin tener definido que el de Vaca Muerta era un recurso no convencional, y por eso el gobierno anterior sacó por decreto el contrato con Chevron. De ahí que no le diéramos la identidad que tenía en cuanto al tiempo de recuperar la inversión, lo cual se plasmó en la ley nueva de hidrocarburos. O sea que todo ese marco quedó armado.

Si bien a una política de estado podríamos denominarla "desarrollemos Vaca Muerta", lo que contenga,solo la impronta política e ideológica de los gobiernos que vengan lo va a dilucidar. El tema seríadefinir sus componentes. Si ajustamos precios, subsidiamos la demanda, si van a tocarel impuesto a las ganancias, a los sellos, si habrá exenciones impositivas, cuál es la visión de cada uno sobre de qué forma va a ayudar a desarrollar esto. En el plano de la industria, esas reglas son claras. El inversor no dice quiero una ley, sino que quiere que se respete la ley. No esa sola sino todas.

 

¿Por qué Neuquén es la capital de Vaca Muerta?

De las cinco provincias que abarca la formación, Neuquén es la que tiene los suite points, o sea los puntos de alta concentración, la preparación de la infraestructura, una especialización política, publicidad, participación provincial en foros, eventos internacionales.

Y con Loma Campana y varias formaciones de antes con exploraciones y explotaciones ya montadas, han convertido a Añelo en el centro de Vaca Muerta.

 

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