El jueves pasado, poco después del mediodía, Ali Moshiri, el poderoso presidente de Chevron para África y América latina, ingresó al lobby del Hotel Double Tree, a pocos kilómetros del downtown de Houston, con un objetivo bien concreto: reunirse con el ministro de Energía y Minería, Juan José Aranguren, a fin de evaluar los próximos pasos de la petrolera norteamericana en Vaca Muerta, el megayacimiento no convencional de hidrocarburos presentado por el kirchnerismo como la llave para recuperar el autoabastecimiento energético.

El ex titular de Shell Argentina viajó la semana pasada a Texas invitado como orador principal de una jornada sobre el futuro de los reservorios no convencionales en la cuenca Neuquina. Su encuentro con el ejecutivo iraní, presenciado por El Cronista, se terminó de definir sobre la marcha ese mismo día y se concretó en el bar de la planta baja. Fue un cónclave breve, de no más de media hora.

La salida de YPF de Miguel Galuccio, con quien había trabado un diálogo fluido, obligó a Moshiri a buscar nuevos interlocutores en la Argentina para despejar dudas en torno al futuro de la explotación no convencional en el país. Su incertidumbre es compartida por muchos ejecutivos en la industria.

El nuevo escenario

¿Qué lugar ocupará Vaca Muerta en la estrategia energética del gobierno de Mauricio Macri? ¿Se mantendrá la política de incentivos al no convencional elaborada por la administración anterior? ¿Seguirá siendo el shale un objetivo prioritario para YPF? ¿O a raíz del desplome de los precios internacionales del petróleo perderá relieve en el porfolio de negocios de la mayor empresa de la Argentina?

La coyuntura ofrece señales que confunden. El 21 de abril, en un evento organizado en el Hilton de Puerto Madero por la Agencia Internacional de Energía (EIA, por sus siglas en inglés), que contó con la presencia de cerca de 200 inversores internacionales, funcionarios nacionales trazaron un crudo análisis sobre Vaca Muerta, dejando entrever que, en el escenario actual de precios bajos del petróleo, la explotación de los recursos no convencionales de Neuquén no era viable en términos económicos. El diagnóstico encendió la alarma en la industria, en especial entre las empresas que tiene en carpeta proyectos no convencionales de la cuenca Neuquina.

Moshiri lidera esa nómina. De ahí su súbito interés en dialogar con Aranguren. Chevron lleva desembolsados u$s 2.700 millones en los últimos tres años en Loma Campana, el primer desarrollo masivo de shale oil (petróleo de arcillas) del país, asociado con YPF.

Este año, sin embargo, las petroleras recortaron drásticamente su actividad en Vaca Muerta. Hoy sólo están activas seis unidades de drilling en el campo neuquino, apenas la mitad que en diciembre del año pasado.

La retracción de la actividad es el reflejo de la inversión, que este año se ubicará en torno a los u$s 600 millones, la tercera parte que en 2013. La baja obedece, fundamentalmente, a la crisis internacional del petróleo, que provocó el derrumbe del barril por debajo de los u$s 50.

Cuando hace tres años se puso en marcha el proyecto en Loma Campana, el WTI y el Brent superaban los u$s 80 y nadie imaginaba el colapso registrado hacia fines de 2014.

"Las decisiones de inversión en relación al proyecto que YPF desarrolla con Chevron en Loma Campana se toman en forma conjunta. El nivel de actividad actual es el adecuado para el área y se revisa trimestralmente en función de distintos factores, incluyendo demanda, costos, precios y productividad", explicaron desde YPF ante la consulta de este medio.

Desde la sede en Houston de Chevron Corporation, explican que "no realizan comentarios en base a rumores o especulaciones".

Lo concreto es que la actividad en el yacimiento estrella de Vaca Muerta ya no es lo que era: la sociedad YPF-Chevron llegó a perforar el campo con 25 equipos. Hoy sólo trabaja con un cuarto de ellos. A la crisis internacional, que complica la disponibilidad de capital de Chevron y erosionó significativamente la caja de YPF, se le suman algunos elementos de la coyuntura local que complejizan el escenario.

En la petrolera norteamericana preocupa especialmente la sobreoferta de crudo liviano que existe en el mercado interno. Por una serie de factores, entre los que figura la importación de crudo desde Nigeria autorizada por el Gobierno, Chevron -al igual que otros productores como Entre Lomas, Pluspetrol y Medanito- no logra colocar su producción de petróleo neuquino en las refinerías locales.

La situación de exceso de oferta presiona a la baja el precio doméstico del barril. Moshiri conversó del tema con Aranguren. Al igual que otros directivos del sector, Moshiri sabe que la continuidad del desarrollo de Vaca Muerta sólo es factible con un precio cercano a los u$s 70, al menos durante los próximos dos o tres años que dure la curva de aprendizaje en el play.

Expectativas

Desde Houston, Aranguren afirmó que "en los últimos años varias petroleras han invertido para entender el funcionamiento geológico de Vaca Muerta". "Esperamos que lo más rápido posible pasen de esa etapa hacia una de desarrollo del yacimiento", enfatiza. Su presencia en el seminario organizado por el Instituto Argentino del Petróleo y el Gas (IAPG) generó una atmósfera de expectativas positivas en inversores del sector petrolero de Norteamérica.

Teófilo Lacroze, presidente de Shell Argentina,presente en la jornada, reforzó esa línea. "Actualmente, el precio doméstico del crudo liviano es u$s 67,50, más alto que el precio internacional, con el objetivo de mantener el nivel de actividad del 2015. Nuestra expectativa es que esta política se mantendrá hasta que los precios internacionales se acerquen a los locales", añade.

La petrolera anglo-holandesa, que está explorando tres bloques con acceso a Vaca Muerta, integra el lote de players que se dedicaron a explorar el potencial de los recursos no convencionales durante los últimos tres años. En ese grupo también figuran la francesa Total, la norteamericana ExxonMobil y la alemana Wintershall, brazo petrolero del gigante petroquímico BASF.

A diferencia de YPF y Chevron, los únicos que ya están lanzados a una explotación a gran escala de Vaca Muerta, la expectativa de esta segunda camada de empresas está en el mediano plazo. En algún punto son el reaseguro que garantiza la continuidad del shale en épocas de vacas flacas.

Tal vez no corten en lo inmediato los cheques por cifras multimillonarias que prometían hasta hace algún tiempo varias voces de la industria -con el petróleo a u$s 100, algunos analistas pronosticaron inversiones por u$s 10.000 millones por año en el play-, pero siguen ponderando el potencial de la geología argentina.

Shell -que en Vaca Muerta opera a través de su subsidiaria O&G Developments- está construyendo una planta EPF (Early Production Facilities) para procesar 10.000 barriles de petróleo no convencional a fines de 2017.

Es apenas una pequeña fracción del crudo que puede procesar en su refinería en Dock Sud, pero deja en evidencia la apuesta a largo plazo de la compañía. Su presupuesto en esta fase asciende a los u$s 250 millones. "Estamos explorando cinco áreas en Vaca Muerta. Faltan algunos años todavía para entrar en una etapa de desarrollo pleno (modo factoría), pero estamos enfocados en dar los pasos adecuados para pasar desde la etapa piloto actual a aquella de desarrollo pleno", advierte Lacroze.

Con foco en la extracción de gas no convencional, Total Austral -segundo productor del fluido a nivel nacional- motorizó dos proyectos piloto en Neuquén, donde lleva invertidos más de u$s 400 millones. La compañía europea conectó el año pasado 10 pozos de shale gas a la red troncal de gasoductos. "El segundo proyecto piloto, ubicado en Rincón de la Ceniza, sobre la ventana de gas húmeda, comenzará la producir a mediados de 2016", indica Sergio Giorgi, director de No Convencionales de Total.

"Nuestra visión es que la recuperación del autoabastecimiento es técnicamente posible si se generan las condiciones de negocio adecuadas. Vaca Muerta es una oportunidad inmensa para Argentina", se ilusiona.

Para Aranguren, el incremento de la producción local de gas es una prioridad. "Debemos frenar la importación de Gas Natural Licuado (GNL) y de gasoil, que se dispara en invierno por la falta de gas", advierte.

Obstáculos

Los obstáculos que es preciso sortear para materializar ese potencial son significativos. La reducción de los costos de perforación y acabado de los pozos es un denominador común entre todas las petroleras. El precio de un pozo horizontal con más de 15 etapas de fractura hidráulica para estimular la producción oscila entre los u$s 12 y los 25 millones. En los Estados Unidos, el único mercado donde la explotación del shale logró ser rentable, el costo de una perforación de ese tipo ronda los u$s 7 millones.

"La necesidad de capital intensivo para los desarrollos no convencionales implica que todas las partes involucradas cooperen de manera estrecha para que la actividad sea sostenible. Las compañías operadoras son las que asumen el riesgo invirtiendo en proyectos de largo plazo. El Gobierno a su vez tiene que jugar un papel de catalizador de inversiones en la fase de despegue del desarrollo de Vaca Muerta", alerta Giorgi.

Michael Zechner, gerente de No Convencionales de Wintershall, que es socio de Total en Aguada Pichana, adelantó que la UTE -también integrada por Pan American Energy (PAE)- perforará 20 nuevos pozos de shale gas en el yacimiento neuquino.

En perfecto español, el directivo -nacido en Austria y amante de los idiomas- se mostró optimista de cara al futuro. El escenario actual es el momento para apostar. "La Argentina es un mercado para posicionarse. El país tiene un espíritu emprendedor. Vemos una recuperación de la confianza con estos cambios que van en la dirección correcta. Lo importante es no perder de vista que estos proyectos no convencionales son a largo plazo", concluye.