La pandemia del nuevo Coronavirus (SARS-CoV-2) podría significar el golpe de nocaut que Vaca Muerta no imaginaba. Pese a que las fuentes oficiales no se animan a reconocerlo, con más de la mitad del año cursado, el destino de la actividad petrolera neuquina está sellado en este 2020. Suma un año más de retraso para el megaproyecto energético del país. Las inversiones se redujeron casi a la mitad, la producción sigue con caídas en torno al 25%, unos 24.000 operarios están suspendidos, las pymes locales van hacia los preventivos de crisis y se estima que apenas se perforarán el 30% de los pozos del año pasado.
El impacto se suma a la larga lista de contratiempos que la formación no convencional atravesó desde su puesta en marcha en 2012 y que incluyó conflictos políticos y sindicales, reclamos de comunidades originarias, denuncias ambientales, dos cambios de Gobierno, media docena de devaluaciones y varias crisis internacionales de precio –según publica Diario Río Negro-.
Pero, ¿por qué sería este un golpe certero?
La paralización provocada por las medidas sanitarias y la incidencia en la generación de valor producto de los contagios en empleados y consumidores llevaron a una caída en la demanda sin antecedentes. Para dimensionarlo, la OPEP estimó que el consumo de crudo se estancó en los niveles del 2000.
Pese a la incertidumbre que genera la expansión del Coronavirus, con rebrotes incluidos, desde la banca internacional pronostican un crecimiento en los precios del petróleo. El norteamericano JP Morgan llegó a hacer proyecciones, ante la incredulidad de la mayoría, de 190 dólares por barril para 2025. Una estimación más conservadora realizó el banco inglés Barclays: una suba de 4 dólares por barril para fines de este año. La petrolera angloholandesa Shell redujo sus expectativas y considera para 2023 un precio de 60 dólares.
Como se conoce, casi hasta el hartazgo, uno de los objetivos, sino el principal, de Vaca Muerta es convertirse en un exportador de petróleo. El ex Presidente Mauricio Macri estimaba para 2025 duplicar la producción petrolera del país para llegar a 1 millón de barriles diarios.
Un informe reciente, publicado por el Instituto de Economía Energética y Análisis Financiero (IEEFA, por sus siglas en inglés), advierte sobre el fracaso de esa proyección y lo compara con los “frackers” de la cuenca norteamericana de Permian, donde los proyectos no llegan a cubrir los créditos tomados para la inversión.
Expone que el modelo para atraer inversiones extranjeras, con elevados subsidios estatales, no dio los resultados esperados porque la nacionalizada YPF desembolsó 10.800 millones de los 17.958 millones de dólares que llegaron a Vaca Muerta entre 2013 y 2018. La cifra para desarrollar la formación no convencional a pleno es de entre 15.000 y 20.000 millones de dólares por año.
En 2019 se informaron inversiones por 4.990 millones de dólares, para este año las estimaciones extraoficiales, no hay datos oficiales disponibles, las posicionan en alrededor de 2.900 millones de dólares, el nivel más bajo desde el inicio de los desarrollos no convencionales.
Los costos, en promedio, siguen siendo elevados . Y cada año que pasa las oportunidades de que Vaca Muerta se inserte como un productor mundial de crudo se reducen. Es como una suerte de reloj que marca las horas de sobrevida de los combustibles fósiles hasta que se complete la, aún incierta, transición a las renovables.
Las características de la producción de hidrocarburos no convencionales, que obligan a montar una especie de factoría de perforación continua por el acelerado declino de los pozos, se ve interrumpida por cada crisis de precios o, en este caso, por una acumulación récord de stocks. Volver a poner en funcionamiento la actividad, aseguran los expertos, no es como encender la perilla de la luz.
Antes de las medidas de aislamiento, la Cuenca Neuquina tenía 32 torres de perforación activas aún pese a la crisis que provocó el Decreto 566, de Agosto de 2019, que fijó un precio local de crudo por debajo de los costos. El contador llegó a cero y ahora está en seis.
Ese escenario explica que transcurrido más de la mitad del año apenas se perforaron 43 pozos en los yacimientos neuquinos cuando el año pasado la cifra fue de 291. También explica el ahogo económico que tienen las cientos de pymes petroleras neuquinas, nucleadas en Ceipa, que adelantaron la necesidad de ir hacia preventivos de crisis para evitar la quiebra.
Si el nivel de actividad no se reactiva, una vez que se comiencen a drenar los stocks se necesitará casi una duplicación de actividad para llegar a los valores conocidos recientemente y esa crisis correrá hasta bastante entrado el año próximo.
Sin embargo, Vaca Muerta todavía cuenta con algunos resortes que podrían amortiguar una futura recuperación. Un informe del ministerio de Energía provincial indica que hay 105 pozos sin conectar. Es decir que están perforados pero no fracturados para producir. Esa especie de ahorro en metros perforados podría ahorrar un tercio de año a la actividad.
Otro de los escenarios positivos es el de las exportaciones. El crudo Medanito, el que se extrae del subsuelo neuquino, volvió a exportarse después de más de una década. La explicación que se dio desde el sector es que las compañías decidieron colocarlo, incluso a un menor precio que el que paga el “barril criollo”, para generar algo de flujo de caja. Lo llamativo fue que el petróleo llegue a la Meca del shale en Estados Unidos que, si bien aún importa crudo, dejó ver que la pandemia afectó su economía al punto de que sus campos petroleros también entraron en una marcada desaceleración.
Por ahora no hay señales de que se trate de un camino de exportación continuado, aunque en pocos días se conocerán nuevos envíos, lo que sí puede anticiparse es que descomprimirá un poco los stocks acumulados.
El fantasma de los barcos con GNL vuelve a asomar en el país
El laberíntico mercado del gas volverá a concentrar la atención de la industria petrolera y del gobierno nacional. Las idas y vueltas que dejó la anterior gestión nacional, con abultados pasivos en subsidios adeudados a las operadoras, amenazan con revivir un viejo fantasma para las cuentas del Estado: la importación de gas líquido (GNL) para cubrir la demanda prioritaria. Se suma el agregado de ser uno de los inviernos más fríos de los últimos años.
El país nunca dejó de importar fluido. Incluso cuando reactivó las exportaciones al vecino país de Chile. La estacionalidad del consumo en el país, que hace escasear el gas en invierno y provoca excedentes en verano, obligaron a los sucesivos gobiernos a contratar envíos constantes al país. Los puntos de entrada son Bolivia y los barcos de GNL, que provocan millonarias erogaciones en dólares.
Los sucesivos planes de subsidios, conocidos como Plan Gas, apalancaron el interés de las petroleras por invertir y extraer gas. Sobre todo en Vaca Muerta ya que el último programa estuvo enfocado centralmente en los recursos no convencionales. Sin embargo, los incumplimientos, los frenos judiciales a los exponenciales aumentos de la tarifa domiciliaria y los ajustes sobre la marcha al último programa, provocaron un desaliento en los niveles récord de producción conseguidos.
Estos últimos valores sirvieron para desanclar el año pasado, quizá con apuro, uno de los barcos regasificadores que, ahora producto de la caída de la producción, podría volver a necesitarse. Una vez que se despidió el barco, las políticas de incentivo a la producción local sufrieron alteraciones y eso afectó la oferta local ya sin tener el resguardo externo.
El actual Gobierno Nacional define por estas hora la cuarta versión del Plan Gas. Se estima que fijará un valor de alrededor de 3,5 dólares para el millón de BTU lo que representan un precio por demás atractivo. También, desde el área energética, se había liberado la orden para comenzar a cancelar los saldos adeudados de años anteriores y el ajuste por la dolarización de la tarifa, que fue judicializada recientemente por el interventor del Enargas, pero por el momento no hubo mayores avances.
La menor demanda por las restricciones que impone la pandemia del coronavirus, los precios achatados y la falta de caja de las operadoras arman una previa complicada para el mercado del gas, del que Neuquén es el principal productor.
La crisis generada por la pandemia de coronavirus en el sector petrolero mundial, también en la industria nacional y en Vaca Muerta, fuerza a pensar cuál será la nueva normalidad de esta industria clave para provincias petroleras como Neuquén, pero también fundamental para un país en una seria crisis macroeconómica como es Argentina.
El freno impuesto en la demanda nacional de combustibles abrió la puerta a las exportaciones, pero, de momento, se trata más de una salida a la negativa coyuntura que en un nuevo rumbo en signo de crecimiento.
El brutal desplome del segmento que se vio en abril, cuando en el país sobraron más de 200.000 barriles de petróleo por día que el mercado externo tampoco quiso, tuvo un leve respiro en la capacidad ociosa del sistema de almacenamiento argentino que, en gran medida, está aún preparado para lo que supo ser el nivel de producción de 1998.
En ese año Argentina llegó a producir más de 800.000 barriles de petróleo por día, el doble de la producción que se vio en mayo y prácticamente 300.000 barriles por arriba de lo que era el nivel normal antes de la coronacrisis.
El golpe de suerte que fue contar con ese cúmulo extra de espacio de acopio también funcionó como un recordatorio de que, pese al auge de Vaca Muerta, Argentina aún estaba lejos de ser lo que fue a fines del siglo pasado.
La nueva normalidad del sector aún no es clara. Algunas empresas miran de cerca la recuperación casi en V que tuvo China en el consumo. Pero sin dudas en Argentina la crisis económica promete meter nuevamente su cola e impedir, al menos en el corto plazo, una recuperación del nivel previo de consumo por la menor actividad comercial e industrial.
