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Vaca Muerta y el "éxito" de la inversión

Recientemente se dieron a conocer los planes del gobierno nacional para promover las inversiones en diversas ramas de la economía, a partir de “acuerdos” entre el estado, los sindicatos y las empresas. En efecto, en el diario La Nación en la nota titulada “Sector por sector: la estrategia de los acuerdos para ganar competitividad” del pasado 21 de mayo, se explicitan 4 sectores donde los mismos han mostrado avances: Vaca Muerta, construcción, automotriz y textiles y calzado.

Para el caso energético, se menciona como un logro el compromiso de inversión de “10.000 millones de dólares” en Vaca Muerta, vinculado a “las actividades de extracción de los hidrocarburos no convencionales en los yacimientos de Río Negro, Neuquén y La Pampa”. A cambio, en materia de condiciones de trabajo “se espera una mejora en la productividad de los puestos, por cambios en las condiciones de desarrollo de tareas que se aceptaron incluir desde el sector sindical”, lo que claramente refiere a la modificación de convenio colectivo a la baja con mayores condiciones de flexibilidad (cabe remarcar que, párrafos más adelante, es la propia nota la que indica que “en el último año se perdieron 5.600 puestos”). No siendo suficiente, también “el Estado nacional acepta extender el Plan Gas, que garantiza un precio mínimo para los productores. La provincia de Neuquén se compromete a no aumentar los impuestos”.

Si bien la llegada de inversiones se asocia - desde la verba oficial- a un retorno a las condiciones de mercado que el mundo exigía, lo cierto es que esas mismas “condiciones” se muestran en la propuesta del gobierno indisolublemente vinculadas a una serie de concesiones que tanto el sector público como los trabajadores deben ofrecer al capital económico concentrado. En este marco, resulta clave considerar los ejes centrales que explican la verdadera decisión de inversión en Vaca Muerta – estrictamente asociada al gas y no dirigida a la explotación petrolífera- y que, por ejemplo, permiten comprender los recientes anuncios de Tecpetrol (del Grupo Techint) de inversión de U$S 2.500 millones a 10 años en dichos yacimientos.

Seguidamente, el presente trabajo pretende ahondar en el análisis de las inversiones realizadas en Vaca Muerta, mostrando que los recientes anuncios nunca hubiesen ocurrido sin la experiencia que viene realizando YPF a partir de su nacionalización en 2012, y que las causas del creciente interés por la explotación de sale (1) gas se relacionan con la mejora de la productividad de los pozos y la reducción de tiempos de perforación, todas ellas experiencias desarrolladas en la etapa previa.

Adicionalmente, el aumento del precio en boca de pozo para el gas ha significado una importante transferencia adicional a las empresas del sector.

En este contexto, se pretende mostrar que la propuesta de flexibilización laboral –que reduce los costos de mano de obra- se transforma indefectiblemente en un “plus” para la renta de las firmas petroleras, ya previamente garantizada por los márgenes de explotación t avances tecnológicos de la compañía estatal, y el aumento del precio del gas.


A mayor riesgo (del Estado), mayor ganancia (de los empresarios)

La exploración en Vaca Muerta ha sido impulsada por YPF desde el año 2012, en un largo proceso de aprendizaje y asunción de riesgo empresarial a cargo de la compañía conducida por el estado. Es por ello que para las empresas que desembarcan hoy en Vaca Muerta basta con ubicar pozos junto a los de YPF para aprovechar el conocimiento allí desarrollado. Este ahorro de costo pozo se ha sustentado en el aprovechamiento del salto tecnológico que desarrolló YPF en la etapa previa.

El desarrollo de la producción no convencional en Argentina se inició en el yacimiento Loma Campana (en la formación Vaca Muerta) cuyo objetivo es la producción de petróleo. Si bien los trabajos se iniciaron en 2010, en Argentina la explotación masiva comenzó a partir de 2012, con la técnica para explotar no convencional y a partir de la renacionalización de YPF. En el Gráfico 1 se observa la expansión de la producción de crudo en el yacimiento Loma Campana de Vaca Muerta, con una evolución sustancial que hoy se ubica en los 4.300 metros cúbicos por día. En solo unos pocos años Loma Campana se convirtió en el segundo campo de mayor producción de la Argentina después de Cerro Dragón.

Actualmente, por los bajos precios del crudo, y la suba del precio del gas en boca de pozo, se produjo un re-direccionamiento de las inversiones en Vaca Muerta hacia la explotación del shale gas. La curva de aprendizaje realizada por YPF desde el año 2012 en Loma Campana es aprovechada ahora por las operadoras privadas que sacan ventaja de la enorme reducción del costo pozo que resultó de la incorporación de tecnología y de la incorporación de nuevos métodos de trabajo por parte de la empresa bajo control estatal. Para brindar una aproximación en torno a estos avances, se pueden mencionar los siguientes elementos:

  • El costo de perforación de un pozo en Vaca Muerta pasó de alrededor de 40 millones de dólares en la fase experimental a menos de 10 millones de dólares en la actualidad.
  • Si se considera la etapa de explotación masiva, el costo pasó de los 16,6 millones de dólares en 2014 a menos de 10 millones en 2016.

Asimismo, a partir de un relevamiento realizado por Revista Petroquímica, Petróleo, Gas, Química & Energía entre empresas de servicios con actividad en el campo se desprende que:

  • YPF (que opera Loma Campana en sociedad con Chevron) redujo un 40% los costos de perforación de un pozo tipo horizontal en Loma Campana, con relación a los números de 2014. Concretamente, según datos de julio de este año (2016), la colocación de un pozo de shale oil con una rama horizontal con 18 fracturas le cuesta a YPF u$s 9,9 millones (Revista Petrotecnia, Edición impresa № 323 | septiembre 2016) (2)
  • El descenso de los costos resulta progresivo y se aceleró en los últimos seis meses, lo que indica que la petrolera controlada por el Estado acelera la curva de aprendizaje para encontrar la tecnología más eficiente en la explotación de este tipo de plays. En 2014, la empresa gastaba 16,6 millones de dólares y tardaba 41 días para colocar un pozo horizontal de entre 10 y 12 fracturas. Un año más tarde, en 2015, se desembolsaban 14,8 millones de dólares con plazo de perforación de 38 días. En la actualidad, YPF logró reducir el tiempo de perforación de pozos horizontales a 25,5 días con el costo mencionado de 9,9 millones de dólares (3).

Reafirmando este análisis, el director para América Latina de Chevron, Geoff Strong afirmaba que: “En Argentina, nuestros equipos de Loma Campana (las unidades de drilling activas cayeron de 19 a 3 equipos en los últimos 18 meses) han hecho un progreso sorprendente al reducir los costos de desarrollo de la unidad casi un 40% en el último año. La disminución de los costos de los pozos y el aumento del recobro superan las expectativas”.

Adicionalmente al uso de la fractura hidráulica que es condición necesaria para producir gas o petróleo de Vaca Muerta, se incorporaron dos técnicas específicas que mejoraron sensiblemente la productividad y los tiempos:

1) La técnica de perforación horizontal

Esta tecnología, que se desarrolló a finales de los años ochenta en Dakota del Norte y en Texas -Estados Unidos-, permite atravesar longitudinalmente un reservorio y, de esta manera, exponer una mayor área del reservorio al pozo perforado para aumentar la productividad del mismo.

Este es un punto clave en el desarrollo de recursos no convencionales dado que la baja permeabilidad de las rocas generadoras requiere de la perforación masiva de pozos para poder mantener la curva de producción. Ante esta situación, la estrategia llevada a cabo por YPF en los últimos años para incrementar la productividad de cada pozo fue la de atravesar longitudinalmente la roca con el objeto de obtener una mayor área de contacto y, por ende, una mayor productividad. En la Figura 1 se esquematiza la diferencia entre la perforación vertical y la perforación horizontal. Mientras que en el primer caso se obtiene un área de contacto reducida debido a que el pozo contacta la roca en 300 metros, en la perforación horizontal se logra un área de contacto mayor porque la rama horizontal del pozo puede contactar más de 1.000 metros de la formación Vaca Muerta (en la actualidad, aunque en pocos pozos, se ha alcanzado incluso los 2.000 metros).

Según información relevada por Revista Petroquímica, Petróleo, Gas, Química & Energía, la EUR (Estimación de Producción Acumulada del pozo a 30 años, por sus siglas en inglés) la producción de shale oil creció de 455.000 barriles de crudo en 2014 a

barriles en 2015, y trepó hasta los 570.000 barriles en 2016. Es decir que, en los últimos dos años, la producción de shale oil por pozo se incrementó casi un 28%.

Esto se debió principalmente a la perforación horizontal y a mejores técnicas de fractura. Este incremento en la productividad de los pozos se puede extrapolar al gas dado que es la misma formación y se utilizan las mismas técnicas de perforación y fractura (Vaca Muerta incluye áreas propias de gas o crudo y algunas de gas/crudo).

2) Perforación en serie. Modelo factoría.

El segundo hito que resultó clave para hacer económicamente extraíble la producción de Vaca Muerta fue el de la incorporación del método de explotación tipo factoría. Uno de los mayores desafíos para la viabilidad de los proyectos de explotación no convencional consiste en bajar los costos y los tiempos de perforación debido a su alta incidencia en el costo total del pozo. La incorporación de equipos especiales que no requieren montaje y desmontaje para pasar de un pozo a otro (“walking rigs” o equipos caminantes) permitió bajar los tiempos medios de perforación de pozos horizontales en Loma Campana de 41 días en 2014 a 35 días en 2015 y a 25,5 días promedio en 2016.

En el Gráfico 2 se visualiza la evolución de la producción junto con la cantidad de equipos de perforación, destacándose el crecimiento sostenido de la producción a pesar de la disminución de la cantidad de equipos. Esto resulta del incremento de la productividad por el efecto combinado de la perforación horizontal con la perforación en serie.

El proyecto Loma Campana tuvo una primera fase basada en la escala, en la que se buscó obtener ventajas económicas por la palanca del volumen para pasar, en 2015, al modelo factoría en el que se busca un proceso repetitivo. Este modelo se basa en tres ejes fundamentales: la planificación operativa, la estandarización de diseños y operaciones y la optimización (Weissel M. y Monti L., 2016).

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Las inversiones en Vaca Muerta: YPF a la cabeza

Como se mencionó en el apartado anterior, la inversión de YPF es anterior a la suma de anuncios recientes de empresas interesadas en la explotación de los yacimientos y dicha inversión –preliminar y riesgosa- provoca enormes beneficios a los recién llegados.

La formación Vaca Muerta ya había sido descubierta hace años pero no se explotaba porque era “antieconómico” (por el elevado costo de la tecnología para extraerlo sumado a una menor necesidad de gas), hecho que se modificó a partir de la nacionalización en 2012. Sólo después de que YPF demostró el potencial para producir y con la mejora de la productividad derivada de la inversión realizada por la empresa, es que se empiezan a volcar las demás inversiones en la formación.

Como vemos en el gráfico a continuación, YPF fue protagonista de la inversión en hidrocarburos no convencionales.

Como se observa, como empresa operadora la participación de YPF sobre la inversión total de hidrocarburos no convencionales creció sensiblemente: si en 2012 participaba con el 50%, aumenta a 57% en 2013, 74% en 2014. Si bien se mantiene elevada con 68% en 2015, a partir de 2016 comienza, en cambio, una caída de la participación de YPF en no convencionales, siendo las proyecciones para 2017 de sólo 56% (casi 20 puntos porcentuales menos respecto de 2014). Lo que se produce, en efecto, es un aumento en los últimos 2 años de las inversiones de empresas privadas en el sector.

Dicha caída es también observable en valores absolutos, tal como es posible visualizar en el grafico precedente, con la evolución –en millones de dólares- de la inversión de YPF y del total de las empresas abocadas a no convencionales. YPF muestra que hasta 2015 es quien impulsan el crecimiento de las inversiones totales, mientras que para 2017, son el resto de las empresas privadas.

¿Qué pasó? ¿Qué motivó este comportamiento en las inversiones? Como se desarrolló previamente, la explotación de no convencionales se ha vuelto sumamente atractiva porque la inversión realizada por YPF a partir de 2012 demostró el potencial para producir y generó una sustancial mejora de la productividad. Eso es hoy aprovechado por el sector privado.

La tarea de YPF fue central: incrementó su inversión exploratoria y en explotación y exploración complementaria, esta última cumpliendo un papel similar a la exploración, en el sentido de asumir el riesgo que nadie quería asumir: el de "aprender" a producir una formación no convencional.

En el caso YPF en particular, para visualizar la evolución de la inversión en Vaca Muerta es necesario revisar los yacimientos Loma Campana (más vinculada al petróleo), La Amarga Chica y El Orejano (estos dos con potencial de gas), considerando la evolución de la inversión total en producción y exploración.

A continuación vemos dicha inversión en millones de dólares, para el periodo 2013- 2017. Se observa un crecimiento entre 2013 y 2015 y una tendencia decreciente para los años 2016 y 2017.

Vale la pena realizar una mención clave: la mayor actividad en los últimos años estuvo concentrada en Loma Campana, que produce principalmente petróleo por los altos precios en años anteriores. Si bien podría suponerse que ello poco tiene que ver con la producción de gas (que es la que ha tomado dinamismo recientemente), lo cierto es que la técnica de perforación y fractura es exactamente la misma que para la explotación de gas dado que se trata de la misma formación, con lo cual todo el aprendizaje de aquella explotación es aprovechado en la actualidad por las empresas interesadas a la producción gasífera.

Los beneficios “ocultos” detrás del discurso de la productividad: el precio del gas y la flexibilización.

Además de los avances tecnológicos en no convencionales y del aprendizaje realizado por YPF que ahorró enormes costos al sector privado, cabe agregar que el actual atractivo que tiene la explotación del gas en Vaca Muerta se vincula a dos cuestiones centrales: el precio del gas en boca de pozo y la reciente modificación del CCT petrolero.

En la actualidad se mantiene vigente el precio del gas nuevo en boca de pozo (PIST) de Vaca Muerta fijado desde 2013 por el Plan Gas en 7,5 dólares el millón de BTU. Pero, en lo referido al gas “viejo”, se mejoró el precio. Si bien el cálculo para determinar el precio de dicho gas resulta complejo (4), la decisión del gobierno ha sido elevarlo, pasando de entre 2,5 y 4,5 dólares a 5 dólares el millón de BTU. Ello generó que las operadoras incrementaran el flujo de caja de la producción existente pero sin incentivos al aumento de la producción. Por su parte, el precio del gas importado de Bolivia es de 3 dólares el millón de BTU (con las dificultades para la compra), mientras que los contratos por gas licuado están entre 4,5 y 5,5 dólares el millón de BTU (al que es necesario sumarle el costo por regasificación). Así, sustentados en la baja de los costos de desarrollo de Vaca Muerta debido a la experiencia realizada por YPF descrita anteriormente, los 7,5 y 5 dólares por Millón de BTU mejoraron los beneficios.

Pero el eje central reside en lo anunciado por el presidente Mauricio Macri, quien repitió insistentemente la necesidad de rediscutir los convenios colectivos y “adecuarlos” a esta etapa (al “siglo XXI”) (5). No sólo la enorme cantidad de despidos en el sector petrolero se justificó por la baja del precio del petróleo (aunque no del gas), sino que además esta situación crítica alegada por las firmas energéticas conllevó al avance

–por iniciativa del Gobierno Nacional- en una modificación del convenio colectivo petrolero en pos de mantener los puestos de trabajo del sector. En concreto, esto implica una reducción del costo laboral de las petroleras y la flexibilización en los contratos laborales.

Las modificaciones apuntan a:

  • Un nuevo régimen de la jornada de trabajo: el artículo 2 de la adenda al Convenio implica que sea de aplicación general a la actividad el contrato de trabajo a plazo determinado (finaliza la tarea y termina el vínculo laboral, previa indemnización), que si bien era habitual, constituía la excepción. Hoy pasa a ser la regla.
  • Un nuevo régimen de descanso y en las rotaciones: por el descanso entre jornada y jornada el trabajador “no recibirá ningún tipo de contraprestación salarial adicional”.
  • La extensión de la jornada laboral (para los trabajadores de CCT 644 se podrán superar las horas máximas establecidas por ley) y la suspensión del pago de las “horas taxis” (las horas por el traslado hasta los yacimientos y en hoteles a disposición de la empresa).
  • La incorporación de la “multifuncionalidad” y la posibilidad de operaciones simultáneas para ahorrar tiempo. Asimismo, el montaje y desmontaje podrá realizarse durante la noche.
  • Aumenta la tolerancia para operar en caso de fuertes vientos.
  • Jubilación para los operarios que cumplan con los requisitos para hacerlo.
  • Los trabajadores de servicios periféricos (no vinculados directamente a los pozos) no podrán tener salario del operario en su misma categoría.
  • Un beneficio logrado implica que el 10% de las remuneraciones totales brutas queden exentas de ganancias. El tema es que esto no implica un esfuerzo patronal sino un esfuerzo fiscal.
  • En relación a la posibilidad de realizar paro, el convenio incluye un artículo que estipula que “no corresponde exigir el pago de remuneración algunas si no existió contraprestación efectiva del trabajador”.
  • Reducción de las dotaciones de personal en cada línea de operación (fractura, wire line, etc).

La estrategia es entonces reducir el salario real sin discutir en paritarias, sino eliminando ítems referidos a derechos y condiciones laborales conquistados en los últimos años.


Conclusiones

-Riesgo y mejora tecnológica a cargo del Estado. La exploración en Vaca Muerta ha sido impulsada por YPF desde el año 2012 (6), en un largo proceso de aprendizaje y asunción de riesgo empresarial a cargo del estado. Es por ello que para las empresas que desembarcan hoy en Vaca Muerta basta con ubicar pozos junto a los de YPF para aprovechar el conocimiento allí desarrollado. Este ahorro de costo pozo se ha sustentado en el aprovechamiento del salto tecnológico que desarrolló YPF en la etapa previa. Para tener una idea del impacto logrado por la incorporación tecnológica y el aprendizaje de YPF en este tipo de explotación se puede mencionar que:

  • el costo de perforación de un pozo en Vaca Muerta pasó de alrededor de 40 millones de dólares en la fase experimental a menos de 10 millones de dólares en la actualidad.
  • Si se considera la etapa de explotación masiva, el costo pasó de los 16,6 millones de dólares en 2014 a menos de 10 millones en 2016.

La mejora en la productividad de los pozos y la reducción de los tiempos de perforación se explican principalmente por el salto tecnológico y los nuevos métodos de trabajo incorporado por YPF en los últimos 5 años. Adicionalmente al uso de la fractura hidráulica que es condición necesaria para producir gas o petróleo de Vaca Muerta, se incorporaron dos técnicas específicas que mejoraron sensiblemente la productividad y los tiempos: la técnica de perforación horizontal y la perforación en serie (modelo factoría).

-Inversiones. La participación de YPF sobre la inversión total de hidrocarburos no convencionales creció sensiblemente hasta 2015: si en 2012 participaba con el 50%, aumenta a 57% en 2013 y alcanza su punto máximo de 74% en 2014. Si bien se mantiene elevada con 68% en 2015, a partir de 2016 comienza una caída de su participación, siendo las proyecciones para 2017 de sólo 56% (casi 20 puntos porcentuales menos respecto de 2014). Lo que se produce, en efecto, es un aumento en los últimos 2 años de las inversiones de empresas privadas en el sector. ¿Qué pasó? ¿Qué motivó este comportamiento en las inversiones? La explotación de no convencionales se ha vuelto sumamente atractiva particularmente por el gas, porque la inversión realizada por YPF a partir de 2012 demostró el potencial para producir y generó una sustancial mejora de la productividad. Eso es hoy aprovechado por el sector privado. La tarea de YPF fue central: incrementó su inversión exploratoria y en explotación y complementaria, esta última cumpliendo un papel similar a la exploración, en el sentido de asumir el riesgo que nadie quería asumir: el de "aprender" a producir una formación no convencional.

-Beneficios adicionales. La estrategia de flexibilización vía modificación a la baja del convenio colectivo petrolero sustentado en reducir el salario real eliminando ítems referidos a derechos y condiciones laborales conquistados en los últimos años, representa otro beneficio extra injustificado, dada la baja de los costos de desarrollo y el adicional de rentabilidad producto del aumento del precio que se paga por gas en boca de pozo.

-Estado garante del negocio privado. Los recientes anuncios nunca hubiesen ocurrido sin la experiencia que viene realizando YPF a partir de su nacionalización en 2012, y las causas del creciente interés por la explotación de shale gas se relacionan con la mejora de la productividad de los pozos y la reducción de tiempos de perforación, experiencias desarrolladas en la etapa previa. En este contexto, y sumando el aumento del precio en boca de pozo resulta un exceso en términos de rentabilidad la propuesta de flexibilización, siendo sólo un “extra” de renta que se entrega a las petroleras.


Notas al pie

(1) 1 El shale hace referencia al recurso hidrocarburífero no convencional. Es una formación sedimentaria que contiene gas y petróleo cuya característica definitoria es que no contiene la suficiente permeabilidad como para que los hidrocarburos puedan ser extraídos mediante métodos convencionales. La formación más importante en Argentina con estas características es Vaca Muerta.

(2) “YPF redujo sustancialmente los costos en Vaca Muerta”, Revista Petrotecnia, Edición impresa № 323 | septiembre 2016. Consultar en: http://revistapetroquimica.com/ypf-costos-vaca-muerta/

(3) Idem.

(4) El Gobierno ya pagaba 7,5 dólares el millón de BTU para la producción que superaba una curva de producción base (2012) indexada por una curva de declinación (del 8%, 7%, 9% dependiendo de la compañía). Es decir, en la práctica, el gas “viejo” tenía un precio más alto que 2,5 dólares.

(5 )https://www.cronista.com/economiapolitica/Macri-insiste-Los-convenios-laborales-del-siglo-XX-no-sirven-20161202-0050.html

6 Los proyectos en Vaca Muerta fueron realizados incluso con aportes de capital privado. Un ejemplo de ello es Loma Campana, con la participación de Chevron. De todas, el riesgo es asumido por el propio Estado.


Autores

Hernán Letcher y Julia Strada


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