Luces y sombras sobre la exploración convencional

Vaca Muerta está cambiando el escenario de la producción nacional de petróleo y gas. Al mismo tiempo, las viejas áreas convencionales tienen mucho para dar. En la industria están los que creen que faltan incentivos y que serán complementos del sector shale.

POR DANIEL BARMEDA - Especial

La vieja exploración convencional en Argentina no parece tener un horizonte muy promisorio frente al avance del shale. En 2018, se extrajeron 25,9 millones de metros cúbicos de petróleo, un 2% más que en igual lapso de 2017. En tanto, en la producción de gas entre enero y diciembre del año pasado se verificó un aumento del 5,3%, llegando a 43.030 millones de metros cúbicos.

En el caso del petróleo, el 13,5% es no convencional, mientras que el 86% restante es convencional. En el gas, la producción no convencional ya se acerca al 35% y la convencional, al 65%.

La cuenca neuquina es la más importante del país, por sus reservas y producción de petróleo y gas en yacimientos convencionales y por su potencial en recursos no convencionales. Yacimientos como El Medanito-25 de Mayo, Puesto Hernández, Aguada Pichana, Loma La Lata y El Trapial-Chihuido de la Sierra Negra, El Corcovo, se consideran los más importantes en acumulaciones de petróleo convencional.

En diálogo con +e, Carlos Cruz, un destacado geólogo de la industria, asegura que no es mucha la exploración en reservorios convencionales que se está haciendo en Argentina.

“Pienso que la mayoría de las compañías grandes y medianas están focalizadas en el no convencional, principalmente porque los inversores han encontrado el nicho que les queda cómodo, aparte de que Vaca Muerta es mucho más rico de lo que se esperaba y sus resultados son muy buenos”, consideró.

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Para el especialista, también en Santa Cruz hay buenos resultados, dentro de lo que se esperaba y se conocía. “Hoy se está haciendo exploración convencional en la cuenca Cretácica del Noroeste (Salta), donde han tenido un descubrimiento interesante no por sus números, sino porque se trata de algo totalmente nuevo. También en el sur de Mendoza están muy activos GeoPark, Pluspetrol e YPF, en áreas que pueden llamarse de frontera, con resultados que permiten un optimismo moderado”, sostuvo.

Daniel Gerold, presidente de G&G Energy Consultants, aporta un enfoque más optimista sobre el futuro del upstream en Argentina.

“La exploración y explotación de petróleo y gas convencional iniciará una transición en la estructura del negocio, que puede ser muy favorable a mediano y largo plazo. La empresas más grandes se concentrarán en sus recursos no convencionales de gran extensión y cantidad, y grandes necesidades de capital. Así, venderán concesiones convencionales. Es interesante repasar los últimos dos descubrimientos convencionales, que fueron de petróleo por empresas independientes. El descubrimiento de San Martín en la formación tobífera en Tierra del Fuego, por Roch, y Los Blancos en la cuenca en el noroeste, por High Luck con Pampa. También el esfuerzo de Hattrick en Lindero de Piedra, en el sur de Mendoza, que habrá que ver si es comercial”, señaló.

Para el consultor, “es interesante el potencial de descubrimientos pequeños y medianos que puede existir con ideas nuevas o viejas, de empresas que ponen su foco y su capital en menos concesiones, concentrando los esfuerzos”.

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Opinó que “los ajustes impositivos para adecuar los valores fiscales a la realidad” permitirán “acelerar las cesiones de concesiones si se mantienen las reglas de mercado en la formación de precios de petróleo y gas”.

Del otro lado, para los más escépticos, está claro hoy que toda la apuesta de los hidrocarburos en Argentina está orientada a la producción de no convencionales.

En este escenario, los convencionales han quedado expuestos a las incertidumbres de la política energética, sin ningún tipo de incentivos ni estrategia para el mejoramiento de la performance de yacimientos en producción, recuperación o exploración de cuencas marginales.

“Sin esa estrategia nacional- aseguran algunos empresarios de grandes operadoras- no será posible revertir la tendencia de pérdida de producción y reservas, salvo que los desequilibrios macroeconómicos (una gran devaluación, por ejemplo) que se mantengan en el tiempo permitan revertir momentáneamente esa tendencia. Se requiere una política nacional, porque existe un proceso de marcada dicotomía entre las cuencas con y sin no convencionales, con sus consecuencias en las economías provinciales y las relaciones entre los concedentes y las empresas”.

“A este panorama - agregan- debe sumarse la compleja situación macro, con la inestabilidad regulatoria que ha causado la discusión en torno a la interpretación de los subsidios a los no convencionales, que indirectamente afectan también las inversiones sobre el sector, ya que el riesgo regulatorio, capital que el presidente Mauricio Macri gozaba a través de su ex secretario de Energía, Juan José Aranguren, se ha perdido, en especial para las inversiones globales”.

Las operadoras más grandes con áreas en Vaca Muerta seguirán concentrando el grueso de sus inversiones en el segmento shale.

Si bien el futuro del shale es alentador, algunos analistas se arriesgan a tener una mirada más desafiante: “Los inversores han logrado un tipo de concepto productivo donde casi no hay riesgo geológico, que es el principal problema que afrontan los proyectos de este tipo de inversión. Con la producción del shale se logra que haya una inversión donde tal vez el retorno por la producción por pozo sea menor, pero al ser producción tipo fábrica, disminuyendo los costos y logrando una secuencia de continuidad de producción de pozos, se logra una producción mayor que termina siendo más rentable. Es decir, Vaca Muerta es un concepto exploratorio que ya está probado, podés tener pozos mejores o peores, pero garantizada la producción”.

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Hoy es innegable que todas las luces están orientadas al protagonista del desarrollo del yacimiento Vaca Muerta en particular. Mientras tanto, empresas pequeñas y medianas, muchas de ellas con presencia en el país desde hace muchos años, continúan con el plan de producir los hidrocarburos convencionales, que existen con suficientes reservas, pero prestando constante atención al contexto macroeconómico que les dificulta sus planes de crecimiento.

Dentro de la industria hay operadoras que plantean una reforma fiscal para incentivar la producción de pozos convencionales en todo el país.

¿Cuál es el escenario actual? Por el momento, un precio internacional de crudo que permitiría la inversión, existe la legislación, bajaron algunos costos, pero aumentó la demanda de equipos, facilidades y los servicios.

Hacia el corto plazo, están dentro de la industria los que piden que haya una reforma fiscal que colabore con el desarrollo de los yacimientos convencionales en Argentina que incluya contractualizar la demanda.

En definitiva, puede haber más exploración convencional y son las empresas productoras pequeñas y medianas las que, si se dan las condiciones, ven el nicho para poder crecer. En paralelo, el boom de la producción y las inversiones se los seguirán llevando los no convencionales.

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