El presidente Mauricio Macri anunció el pasado martes con bombos y platillos el acuerdo para abaratar la mano de obra de los petroleros de Vaca Muerta y auguró que este tipo de convenio se replique en otros sectores de la economía. Pero quizás el ahorro en costos laborales resulte insuficiente para apuntalar una recuperación de la inversión en la formación no convencional de Neuquén, sur de Mendoza y oeste de Río Negro. La consultora alemana Open Oil calculó que la mano de obra en la perforación de un pozo en Vaca Muerta en 2015 suponía entre el 5,5% y el 5,8% del gasto total. Un investigador Open Oil, Iliusi Vega, cuenta que se trata de un cálculo simplificado, pero un exejecutivo de YPF confirma su veracidad.
“El costo laboral puede bajar al 5% del total en el mejor de los casos”, dice un ex director de YPF, que prefiere mantenerse en el anonimato. “Hoy un pozo cuesta 8,8 millones de dólares y la clave para bajar el costo laboral es si se implementan las nuevas medidas, como que los operarios se movilicen de noche o no bajen del pozo a buscar la vianda. Pero no veo un impacto inmediato”, agrega el exejecutivo. De hecho, el acuerdo laboral anunciado por Macri para Vaca Muerta aún no se ha firmado.
La industria petrolera es muy capital intensiva, es decir, sus costos dependen más de la maquinaria que del salario, aprecia Johnny West, analista de Open Oil. Su colega Vega reconoce, no obstante, que la mano de obra pesa más en la perforación de un pozo no convencional, que demora más días por el proceso de fracking, que en la de uno convencional.
Un reconocido consultor energético de la Argentina advirtió en un informe privado sobre los anuncios de Macri para revitalizar Vaca Muerta: "El factor decisivo lo determinará la regla de precios y/o ingresos que se establezca para el gas natural. El otro factor fundamental y esencial de la actividad petrolera y gasífera desde siempre, fue y seguirá siendo la mejora de productividad".
En el libro ‘Vaca Muerta’ (Editorial Planeta, 2015), se detallan los componentes del costo de un pozo en Vaca Muerta: “Si un pozo vertical cuesta 8 millones de dólares, unos 3 millones es lo que vale la fractura, es decir, el servicio en el que se especializan Schlumberger y sus tres competidoras (Halliburton, Weatherford y Baker Hughes), que también ofrecen otras prestaciones. A su vez, de esos 3 millones, 1,2 millones se gastan en arena y el resto incluye los 400 litros de diesel por hora que usan los camiones para inyectar presión contra la roca y los productos químicos, algunos muy caros, entre otros costos y ganancias de las proveedoras. Unos 4 millones son para la perforación previa a la fractura. Eso abarca desde el alquiler de la torre, que asciende a 1 millón por mes, el lodo para agujerear la tierra; la cañería, que en Argentina casi monopoliza Techint, y la cementación, de la que se benefician las fábricas de Loma Negra (del grupo brasileño Camargo Corrêa) o la suiza Holcim, entre otros servicios. El restante millón de dólares para completar los 8 millones se paga para la terminación del pozo, que lo deja en producción. Así desmenuza los costos el (entonces) gerente de área de Weatherford, Alejandro Iglesias”.
Macri no solo se refirió a una flexibilización -sin usar esa palabra- de las condiciones de trabajo de los petroleros en Vaca Muerta sino también a una extensión de los subsidios del Plan Gas, que vencía en principio a fines de 2017 y ahora llegará hasta que termine 2020. Open Oil advierte en un informe publicado el pasado jueves que la extensión de las subvenciones demandará miles de millones de dólares al Estado.
A partir de la difusión del acuerdo YPF-Chevron para explotar el yacimiento neuquino de Loma Campana, en la formación no convencional Vaca Muerta, Open Oil elaboró un modelo por el que calculó que solo allí los subsidios alcanzarían los 290 millones de dólares entre 2017 y 2020. La subvención le asegura a las petroleras un valor del gas de 7,50 dólares por millón de BTU (unidad de medida) en 2017 y de 6,50 entre 2018 y 2020. El precio también influirá en inversiones de otras empresas como la francesa Total, la angloholandesa Shell, la malaya Petronas y las norteamericanas ExxonMobil y Dow.
“El total de subvenciones podría subir considerablemente” respecto de lo calculado sobre Loma Campana “por dos razones”, según Vega. “Primero, porque las reservas de YPF y Chevron en Loma Campana representan una porción del total del petróleo y el gas en Vaca Muerta, y las anunciadas inversiones por 5.000 millones de dólares para 2017 podrían implicar un incremento de la producción allí y a lo largo de toda la formación. Segundo, porque incluso un declive del precio fijo a 6,50 en 2020 puede dejar un compromiso sustancial de subsidios en el largo plazo”, opina el analista en Berlín.
Open Oil considera que el proyecto de Loma Campana no es rentable con los actuales precios retribuidos por el mercado sin los subsidios al petróleo y el gas. “Hay una pregunta abierta sobre si es posible cambiar eso mediante la habilidad para cortar costos en forma significativa. Un escenario muestra que Loma Campana podría ser rentable si YPF y Chevron pudiesen bajar los costos de capital y operativos en un 25% respecto de los estimados por ellos en el proyecto acordado en 2013”, advierte el informe alemán.
“A finales de 2016, YPF anunció que redujo los costos de desarrollo a 17 dólares por barril, lo que sería una reducción del 47% respecto de 2015”, destaca Open Oil, pero advierte que serán necesarios más ajustes para llegar a la rentabilidad. “Otra área de incertidumbre existe sobre la política y otros riesgos, lo que podría llevar a los inversores a demandar una mayor tasa de descuento para los futuros ingresos. En general, los proyectos de esquisto suelen ser más flexibles en sus estructuras de gastos de capital, con más pozos pero con menos tiempos de vida útil, lo que torna las decisiones de inversión más granuladas que en la producción convencional. Es posible que las compañías que habrían aceptado invertir 5.000 millones este año se mantengan efectivamente sentados a la espera en cuanto a sus planes de inversión de largo plazo. El detalle sobre siguientes rondas de inversión permanece oculto, más allá del fuerte atención mediática. Los mayores niveles de inversión implicarían un mayor presupuesto de subsidios, más allá del significativo aumento de los precios del mercado, los que han tenido un efecto reductor de las subvenciones necesarias para mantener un precio fijo o hacer eficientes los proyectos”, concluye Open Oil.
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