El desafío de movilizar Vaca Muerta

La formación de petróleo y gas no convencional de Vaca Muerta está en boca de todos en el ambiente petrolero. Pero, a seis meses de la reestatización parcial de YPF, sigue siendo una incógnita qué compañías se asociarán –y bajo qué condiciones– para invertir en la exploración y explotación de ese enorme potencial de recursos, que a mediano plazo podría devolverle a la Argentina el autoabastecimiento de hidrocarburos. La teoría indica que a YPF deberían lloverle propuestas de asociación bajo el modelo “farm in más carry” anunciado un mes atrás por su titular, Miguel Galuccio. Según este esquema, los futuros socios tendrán acceso al 50% del crudo que extraigan de las profundidades de las cuencas Neuquina y Cuyana. Sin embargo, hasta ahora sólo se firmaron tres memorándum de entendimiento (con Chevron, Bridas y la Corporación América), que indican únicamente intención de negociar. Otro tanto ocurre con la rusa Gazprom en gas natural. Y no hubo anuncios concretos tras la reunión que la presidenta Cristina Kirchner mantuvo en Nueva York con el CEO de Exxon Mobil, en aquella visita que será más recordada por sus polémicas respuestas a estudiantes de las universidades de Georgetown y Harvard. No es que exista desinterés de las petroleras; y menos con un precio internacional del crudo que, desde hace un año y medio, ronda el nivel histórico de 100 dólares por barril. Más bien la morosidad de este proceso debe atribuirse a razones ajenas a YPF: las inversiones que se requieren para poner en marcha y en escala productiva los yacimientos de shale oil y gas resultan tan apabullantes como el marco hiperregulador definido por el controvertido decreto 1277, que dejó en manos del viceministro Axel Kicillof el manejo total de la política de hidrocarburos. Por eso es un secreto a voces que aún faltan definiciones clave antes de que pueda saberse quiénes van a invertir, cómo y cuánto. Las más importantes podrían resumirse en un puñado de interrogantes sin respuesta. Tienen que ver con el porcentaje de disponibilidad del petróleo; si, en su defecto, el precio que retribuya la inversión estará o no relacionado con el mercado internacional; cuál será el régimen tributario (especialmente derechos de exportación y regalías); el plazo de los contratos; la repatriación de utilidades, que está vedada desde hace un año y hasta el régimen laboral para la explotación del shale, que requiere de procesos continuos de producción, pasando por normas de protección ambiental. Por ahora esas respuestas son objeto de un debate interno con sordina, dentro del cual las posibles inversiones se conjugan en condicional. Kicillof considera no negociable vincular los precios internos con los internacionales. Por su parte, las compañías habituadas a operar en distintas latitudes replican que el mundo es tan amplio que prefieren invertir allí donde les aseguren mejores condiciones. Para acortar esa brecha, para estos últimos días de octubre se prevé la visita a los Estados Unidos de una misión encabezada por el secretario de Energía, Daniel Cameron, cuyas acciones venían en baja desde el encumbramiento de Kicillof. Sus interlocutores serán funcionarios del Departamento de Energía estadounidense, que hace un par de años identificó a la Argentina como el tercer país en recursos no convencionales de hidrocarburos y a Vaca Muerta como una de las formaciones más prometedoras dentro del planisferio del shale. Una prueba de ello es que en el reciente Coloquio Anual de IDEA, realizado en Mar del Plata, el gerente de Recursos no Convencionales de Tecpetrol, Mauro Soares, explicó que los recursos –no probados– de shale gas alcanzan en la Argentina a 774 tcf (trillones de pies cúbicos) y son de enorme magnitud en comparación con la producción actual (1,5 tcf) y el nivel de importaciones (0,3). Pero también puso de relieve que la inversión en cada pozo puede estimarse entre 8 y 15 millones de dólares, con “pilotos” de 15/20 pozos, lo cual da idea de la magnitud requerida. En el mismo panel, una de las exposiciones más esperadas fue la del director de Planificación Estratégica y Desarrollo de Negocios de YPF, Fernando Giliberti. Allí el ejecutivo precisó que en Vaca Muerta la compañía lleva perforados 45 pozos y que en los próximos cinco años busca bajar 55% los costos. También reveló que de los 500 proyectos de exploración petrolera que tiene caracterizados para el futuro, 51% corresponde a shale oil, mientras esa proporción se eleva a 57% en shale gas, en este caso sobre un total superior a 100 proyectos. Completó el cuadro al señalar que con 12 clusters del tipo diseñado por YPF (en áreas de 250 a 300 km², con 12 equipos perforando durante 10 años y unos 2.000 pozos petroleros) se resolvería el abastecimiento energético. No obstante, Giliberti defraudó las expectativas al retirarse apenas concluyó su presentación, sin contestar preguntas ni explicar cómo se financiarán esas inversiones. Sólo recordó el plan de 37.500 millones de dólares anunciado por YPF para el período 2013/17. Esta cifra arroja un promedio de 7.500 millones anuales, por ahora sin financiamiento externo. Para toda la industria petrolera, el consultor Daniel Gerold –otro de los panelistas– destacó que el objetivo central debería ser “un shock de atracción de inversiones extranjeras”, que estimó en unos 100.000 millones de dólares para los próximos 5/6 años y cuyo flujo compensaría el necesario aumento de importaciones en este rubro, además de incrementar la producción local con desarrollo y creación de empleos. “El recurso más escaso en petróleo y gas en la Argentina es el capital”, sentenció. De ahí que muchos especialistas consideren que el desarrollo de los futuros yacimientos de hidrocarburos no convencionales requerirá, más temprano que tarde, de un régimen específico. Gerold, por ejemplo, considera un contrasentido reconocer a los productores locales de gas natural un precio promedio de 1,9 dólares por millón de BTU, cuando el costo promedio –incluyendo importaciones– se ubica en 5 dólares. En la misma línea, el ex secretario de Energía, Jorge Lapeña, está terminando de elaborar con un grupo de diputados de la UCR un proyecto de ley de hidrocarburos basado en la exitosa experiencia brasileña y que prevé un capítulo especial para el shale oil y gas. Allí se contemplan incentivos específicos a incluir en los llamados a licitación y que dentro de una misma área operen diferentes compañías en yacimientos convencionales y no convencionales. Mientras no aparezcan definiciones oficiales el potencial de Vaca Muerta seguirá oscilando, como hasta ahora, entre los anuncios grandilocuentes y las expectativas sin concreción.

LA SEMANA ECONÓMICA

Néstor O. Scibona