Los planes 2020 de las petroleras para Vaca Muerta

La mayoría de las firmas reperfiló sus proyectos y presupuestos para el año que viene. Se priorizan los desarrollos en la búsqueda de petróleo y se postergan los orientados al gas.





El grueso de las inversiones se volcará a la producción del shale oil en Vaca Muerta.

El grueso de las inversiones se volcará a la producción del shale oil en Vaca Muerta.

El 2019 está a punto de terminar y funcionará como una dura lección para la mayoría de las petroleras que perforan en la búsqueda de los hidrocarburos de Vaca Muerta, pues fue el primer año desde el inicio de su actividad en el que la macroeconomía nacional le hizo una zancadilla a la actividad petrolera.

Es por esto que, a una semana de dar vuelta el almanaque, la mayoría de las grandes operadoras esboza con timidez lo que serán sus planes de desarrollo para el 2020, un año que promete no ser bueno en materia de inversiones y que, como acto reflejo de las medidas del último semestre del 2019, mostrará una desaceleración en el nivel de actividad de la cuenca shale argentina.

Los planes de YPF

La firma que inyectará el mayor flujo de inversiones será nuevamente YPF. La petrolera de bandera nacional planea invertir cerca de 2.0000 millones de dólares en los campos shale que opera junto a socios de peso internacional como son Chevron, Petronas y Schlumberger.

Los trabajos se centrarán nuevamente en las áreas orientadas al petróleo, ya que si hay algo que ya está claro del 2020, es que será un año de magra actividad en la búsqueda de gas natural, tanto por la falta de infraestructura para incrementar la demanda como por la caída estrepitosa que viene registrando el precio del millón de BTU.

Las áreas Loma Campana, La Amarga Chica y Bandurria Sur, lo que la firma define como su Clúster 1 de Vaca Muerta, concentrarán el grueso de las inversiones, tal como ocurrió en el 2019 cuando, en conjunto, YPF llegó a invertir 2.050 millones de dólares.

Si bien la firma había anunciado a mitad de año que esperaba elevar la vara en las inversiones en petróleo en un 50%, los cálculos que por ahora se hacen indican que eso no sucederá. En especial si se tiene en cuenta que sí deberán seguir adelante con las obras de infraestructura para el tratamiento del nuevo crudo, que en este 2020 tendrán como plato fuerte la construcción de la planta de tratamiento de Bandurria Sur, estimada en unos 75 millones de dólares.

Pero esto no significa que YPF no aplicará el freno de mano como muchas de las demás firmas.

YPF se prepara para inyectar otros 2.000 millones de dólares en la formación.

La petrolera de bandera, ahora en la era de conducción de Guillermo Nielsen, planea frenar varios de los desarrollos que hace un año atrás tenía en carpeta como son el paso a desarrollo masivos de áreas en petróleo como Bajada de Añelo (que opera Shell) y San Roque, y en gas con Aguada de la Arena, La Calera (operada por Pluspetrol) y en Aguada Pichana Oeste (operada por PAE).

Estas proyecciones de paso a desarrollo masivo formaban parte del plan quinquenal de la petrolera que se presentó a fines del 2018, en un escenario no sólo sin la experiencia del DNU 566 que congeló el precio del petróleo, sino también cuando aún se esperaba que más firmas pudieran sumarse a la Resolución 46 de incentivos para la producción de gas.

Total Austral

La francesa Total Austral es otra de las firmas que mantendrá sus niveles de inversión durante el 2020. La firma pisó el acelerador este año con el desarrollo masivo en el bloque Aguada Pichana Este (APE).

Según se supo, la firma planea mantener en 2020 el mismo volumen de inversiones para sus desarrollos con el objetivo de mantener estable la producción, en especial de gas. Para esto, lo que la operadora realizará es incorporar nuevos pozos a medida que decline su producción en convencional y en los pozos shale conectados anteriormente.

Total Austral se comprometió a mantener el nivel de inversión y producción.

En APE, Total Austral puso en marcha este año un plan de 1.000 millones de dólares para perforar 60 pozos. En 2019, la firma superó la primera fase de trabajos -que era de 400 millones de dólares- y perforó 36 pozos de los cuales completó los primeros 20.

La compañía, que es una de las firmas que recibe los incentivos de la Resolución 46, no incrementará su inversión y producción a raíz de la imposibilidad de colocar en forma segura esa mayor cantidad de gas, en especial a raíz de la demora en la licitación del gasoducto a Salliqueló.

Shell Argentina

La que sí busca elevar, y mucho, la vara en lo que hace a la producción es Shell Argentina. Su presidente, Sean Rooney, reveló a Energía On que el objetivo de la firma en 2020 es incrementar un 70% su producción de petróleo en los tres bloques que pasaron a desarrollo masivo a fines del 2018.

En detalle, el plan busca pasar de los actuales 7000 barriles diarios a unos 12000 para fines de año y espera poner en marcha su segunda planta de tratamiento de crudo con capacidad para 30.000 barriles diarios.

En números

5.300
millones de dólares sumaron las inversiones en la cuenca durante el 2019. Difícilmente sea superado en 2020.

Pero la crisis del 2019 también se refleja en los planes de la angloholandesa, dado que resolvió extender la fase piloto en Bajada de Añelo, con la incorporación de un nuevo pad de cinco pozos, y además aplazó para el 2021 la incorporación del tercer equipo perforador que se espera que fuera sumado el año que viene.

ExxonMobil

ExxonMobil es otra de las firmas que movió sus fichas a partir de la crisis que se vivió este año. La operadora, que acaba de pasar a desarrollo masivo su bloque Bajo del Choique – La Invernada, mantendrá en 2020 un nivel de inversión prácticamente idéntico al de 2019.

Esta definición refleja que la firma norteamericana puso un freno en su plan de aceleración del bloque, pues se esperaba que para el 2020 elevara su nivel de inversión y actividad.

Las líneas trazas por las grandes operadoras de Vaca Muerta dan cuenta de un escenario que, luego de la crisis que imperó en los 90 días del DNU 566, parece no ser tan malo. Es que por un lado muchas de las firmas tienen compromisos de inversión asumidos con la provincia, como concesionaria de las áreas.

Pero además, la reducción de costos alcanzada en los últimos tiempos en Vaca Muerta marca que es posible que con idénticos presupuestos puedan realizarse más pozos, al menos en lo que hace al segmento del petróleo.


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