La producción argentina de petróleo no ha logrado revertir la tendencia a la baja que observa de modo consecutivo en los últimos cinco años. De acuerdo con las más recientes estadísticas de la Secretaría de Energía, en 2014 la extracción de crudo cayó 1,44% hasta 30,88 millones de metros cúbicos (m3).
En la apertura por jurisdicciones, Chubut, la mayor productora nacional, mostró un alza de 2,8% debido a que el año anterior todavía arrastraba conflictividad en su principal yacimiento Cerro Dragón. En cambio, en Santa Cruz se produjo una baja del 3,18%.
Neuquén, a causa el impulso de los yacimientos no convencionales, creció 2,24% y Mendoza, cuarta en importancia, bajó 3,7%. Estas cuatro provincias mencionadas representan poco más de ocho de cada diez metros cúbicos que se extraen del subsuelo nacional.
En el desagregado por empresa, la mayor productora nacional YPF muestra un alza del 8,85% (en los cuales hay que considerar que adquirió activos de Petrobras); Pan American Energy (operador del chubutense Cerro Dragón), 2,69%; Pluspetrol, -4,7% y Sinopec, -15%.
"La tendencia no cambió a pesar de los esfuerzos que hizo YPF en manos del Gobierno nacional para modificar el escenario. Los datos actuales muestran que la tendencia en pe´rdida de reservas probadas se sigue dando en la Argentina", opinó Daniel Montamat, consultor energético y ex secretario de Energía.
Para Montamat "aún no se ha revertido la política petrolera que hace eje en el corto plazo y no ha logrado la llegada de nuevas inversiones que reviertan la tendencia en el sector."
La explotación de combustibles no convencionales se desarrolló merced a la asistencia estatal y en períodos de precios sostenidos. El problema que se le presenta a la burguesía argentina para echar mano a los recursos de Vaca Muerta es que el Estado no está en condiciones de hacer ese desembolso.
Proyecto "Vaca Muerta"
Provincia de Neuquén. La formación geológica Vaca Muerta, uno de los tres reservorios de hidrocarburos no convencionales más grandes del mundo, que atraviesa la provincia de Neuquén. El hallazgo ocurrió en la formación denominada Vaca Muerta, de una extensión total de 30.000 km2, de los que YPF posee 12.000 km2. "Además ya hay otra area productiva de 502 km2 a explorar que abre una expectativa de grandes volúmenes de hidrocarburos de alta calidad".
Hasta ahora encontraron unos recursos recuperables de 1927 millones de barriles equivalentes de petróleo de los cuales 1741 millones corresponden a petróleo y el resto a gas. "Vaca Muerta está identificada como uno de los reservorios de hidrocarburos no convencionales más grandes y con mayor calidad del mundo"
Vaca Muerta (VM) fue hasta hace poco la esperanza de salvación para la burguesía argentina. Hoy, con un barril en torno a los 50 dólares, el estado de ánimo se trastocó en preocupación. A estos precios, las reservas no convencionales, que son más costosas, pierden rentabilidad. Galuccio admitió que en valores del barril por debajo de 84 dólares, la rentabilidad de VM es “marginal”. De hecho, la producción de YPF se sostiene gracias a los sobreprecios que el mercado interno paga. El precio del barril de crudo Medanito (crudo de Neuquén, liviano y de mejor calidad) se paga hoy cerca de 57,7 dólares a un precio internacional que oscila en torno a 50 dólares; mientras que el 2008 costaba 42 cuando en el mercado mundial estaba a 143
Las causas de la caída del precio son tres: un estancamiento en la demanda por la crisis y sus efectos sobre China, Europa y Japón. En segundo lugar, un contexto de sobreproducción por el crecimiento de la extracción en Estados Unidos, país que produce un 10% de la oferta, empujada por la explotación de los no convencionales (shale). A eso se suma la decisión de Arabia, el mayor exportador mundial y miembro más poderoso de la OPEP, de no reducir el bombeo. Las consecuencias comienzan a sentirse en el mapa global de los productores petroleros, como en Rusia, Irán y Venezuela, entre otros, y en el campo de la diplomacia internacional.
Justamente, uno de los perjudicados es la industria de los yacimientos de shale en los EE.UU. Sobre todo, porque una gran parte de los operadores son pequeños capitales que no pueden soportar por largo tiempo la caída de la rentabilidad, como si pueden hacerlo las grandes (Exxon o Chevron). Entre octubre y noviembre de 2014, los pedidos de permisos de perforación y fracking cayeron entre 30 y 40% en todas las regiones: Eagle Ford (sur de Texas), Bakken (Dakota del Norte) y Marcellus (Pennsylvania), entre las más importantes.
El caso yanqui es relevante debido a que es el país donde el shale alcanzó su mayor desarrollo. El análisis de su expansión, las bases sobre las que se asentó y la situación actual, pueden echar luz sobre las supuestas potencialidades de yacimientos similares, como VM.
¿Quienes se encuentran?
YPF es por ahora la compañía que más ha avanzado en el estudio de las técnicas de perforación y producción de campos no convencionales. La petrolera que preside Miguel Galuccio tiene en marcha, desde 2013, el primer proyecto de desarrollo masivo de shale oil del país. El primer cluster comercial de petróleo de arcillas está ubicado en Loma Campana, un área neuquina que opera YPF y comparte en partes iguales con la norteamericana Chevron.
Según el modelo económico inicial del proyecto presentado por las empresas a la gobernación de Neuquén, este año deberían desembolsarse, en total, unos u$s 2.168 millones en Loma Campana. Será clave saber si, pese al abrupto recorte de los precios internacionales del crudo, esa inversión se va a mantener. Es un elemento clave para leer el escenario actual, dado que –como señaló el propio Galuccio– Loma Campana es el primer show case para mostrar de Vaca Muerta.
Con todo, de los 16.054 km² que le fueron concesionados, YPF tiene en marcha proyectos de exploración y desarrollo por 4.791 km², es decir, por una cuarta parte del total, según el relevamiento de GiGa Consulting.
La mayor productora de hidrocarburos del país está asociada, además, con Dow y Petronas para llevar proyectos de shale gas y shale oil. No obstante, recién está dando sus primeros pasos en la explotación de este tipo de yacimientos. La curva de aprendizaje para alcanzar el grado de conocimiento necesario para extraer petróleo y gas de roca madre demandará todavía una buena cantidad de años.
La segunda firma con más acreaje es Gas & Petróleo del Neuquén, la compañía provincial, que maneja concesiones por 4.725 km², a través de UTEs con múltiples petroleras. De ese total, se han empezado a desarrollar áreas por 795 km², de acuerdo con el estudio realizado por GiGa Consulting, que data del segundo semestre del año pasado.
El tercer lugar del podio es para Pluspetrol, que opera bloques por 2.950 km² sobre Vaca Muerta. Sin embargo, la petrolera controlada por capitales nacionales –que en la práctica es la tercera productora de hidrocarburos del país–apenas tiene planes de desarrollo para una pequeña porción de ese total (189 km²).
Pluspetrol se asoció el año pasado con YPF para empezar a estudiar las áreas que la compañía reestatizada heredó en la cuenca Neuquina tras la compra de la norteamericana Apache. El año pasado, las empresas se dedicaron a reinterpretar la sísmica existente. En tanto que para 2015 están previstas las primeras perforaciones.
Más atrás se ubica la alemana Wintershall, subsidiaria para el upstream de hidrocarburos del gigante petroquímico Basf, que recibió concesiones por 2.877 km². La firma europea, que a pesar de no ser operador es uno de los grandes jugadores gasíferos del país, empezará el 1 de marzo a perforar el área Aguada Federal, donde prevé desarrollar un plan piloto junto con G&P para conocer el potencial no convencional del subsuelo neuquino. Wintershall tiene previsto invertir este año alrededor de u$s 100 millones en Vaca Muerta.
La situación actual y las perspectivas de Vaca Muerta.Grandes petroleras como Shell o la British estiman que recién en 15-20 años, con el probable declive de reservas convencionales, su producción podría ser viable económicamente. Aunque esto, solo si Medio Oriente y el norte de África alcanzan su pico de producción para ese momento y si las economías asiáticas siguen expandiéndose para sostener el consumo.
Pero en el largo plazo estamos todos muertos. Lo cierto es que en el corazón productivo de los no convencionales, su explotación se desarrolló merced a la asistencia estatal y en períodos de precios sostenidos. Su futuro está atado a que se mantengan los subsidios y que la crisis mundial no deprima más la demanda y los precios. Con el precio actual, no parecen tener la viabilidad prevista.
En ese punto, la situación de Vaca Muerta es aun peor. Los no convencionales en EEUU, aun cuando el desarrollo técnico permitió reducir costos, precisan no solo de la inversión de capital privado sino de importantes montos de financiamiento público. E incluso eso no parece alcanzar en momentos de sobreproducción. El problema que se le presenta a la burguesía argentina para echar mano a los recursos de Vaca Muerta es que el Estado no está en condiciones de hacer ese desembolso. Por eso se buscaron acuerdos con grandes petroleras, con el objeto de conseguir dólares para financiar a los capitalistas locales. La baja del precio pone un límite a este mecanismo de financiamiento, y muestra que la explotación en Argentina depende de la dinámica mundial del sector, que a su vez está supeditado a los tiempos de la crisis mundial. Aunque la baja del precio del petróleo, por un lado, puede reducir el déficit energético, por otro lado se pierde el ingreso de dólares que podría reportar la exportación petrolera futura para subsidiar al capital ineficiente que acumula aquí. Lo que se gana en el presente, se pierde en el futuro. Otra vez, la apuesta a un sector que pueda reflotar mágicamente a la economía resulta en una ilusión, una fantasía de un sistema caduco.
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