En un contexto de lenta recuperación de los precios mundiales  y la incertidumbre que plantea la presidencia de Donald Trump, junto al proceso deresgulación iniciado por el gobierno de Mauricio Macri, la industria petrolera local tendrá un 2017 con un panorama con varios cambios con respecto a la inercia de los últimos dos años.

Un informe de la consultora internacional KPMG pone en relieve los grandes desafíos que afrontará la industria petrolera durante 2017:

Precios locales e internacionales

Pese a que el barril de crudo a nivel internacional hoy cotiza en torno a los 55 dólares, en diciembre del año pasado, en el mercado interno llegó a pagarse a un promedio de 52 dólares, muy por debajo del sendero del barril criollo, que debería ubicarse en torno a los 59 dólares.

En los planes del ex Shell Juan José Aranguren está liberar el mercado a partir de julio. Con ese horizonte, eliminó las retenciones a las exportaciones de petróleo, con lo cual el país quedará atado a las desventuras internacionales en un escenario donde reina la incertidumbre. La beligerancia en Medio Oriente, el acuerdo de la OPEP para recortar la producción, el cambio de presidente en los EE.UU. y la suerte del acuerdo de control nuclear que Obama había cerrado con Irán, son algunas de las cuestiones centrales que influirán en la política energética global y en la proyección del sector en el mediano plazo.

En este contexto, el desarrollo masivo del shale oil de Vaca Muerta se mantendrá en suspenso. En 2016 YPF y Chevron pusieron un importante freno a las inversiones en Loma Campana, el único desarrollo masivo que hay en marcha en el país, y durante 2017 seguirá la misma tendencia. El resto de las operadoras apenas está en etapa de proyectos piloto, en la que realizan unos pocos pozos exploratorios que permiten conocer la roca y ensayar la mejor técnica para poner a producirla, pero las inversiones fuertes aún no están en su radar.

El informe de KMPG indica el escenario de precios bajos “seguirá presionando a las compañías petroleras a retraer parte de sus inversiones, principalmente en aquellos donde el punto de equilibrio entre costos e ingresos se alcance a un precio que se encuentre muy por encima del observado/percibido”.

En este panorama, es de esperar que las inversiones se concentren en los yacimientos gasíferos tight y shale, ante el mantenimiento de los subsidios a la producción. Resta definir la nueva configuración del Plan Gas que presentará Aranguren en los próximos días.

Flexibilización laboral e inversiones

A pesar de la tendencia en los precios internacionales y de su impacto en la rentabilidad de los proyectos iniciados, los costos de producción y operación no han caído con la misma velocidad.

Según KPMG, el desempeño de la industria local en relación al empleo demandado, es decir, qué cantidad de producto genera una unidad empleada al año, se han desmoronado al pasar de 60.000 barriles equivalentes de petróleo (boe, por sus siglas en inglés) producidos por persona en 2005 a poco más de 26.000 boe en 2015 (y un estimado de 25.000 boe para 2016), es decir una caída del 56%.

Hoy en día, YPF ha llegado a reducir el costo de cada pozo horizontal en Vaca Muerta hasta los U$S 10 millones. La misma perforación en Estados Unidos se ubica en torno a los 7 millones, con lo cual aún la industria local tiene un largo trecho por recorrer. Las escalas del negocio son incomparables. En Neuquén hay perforados 1300 pozos no convencionales, contra los 17 mil que, por ejemplo, que tiene la formación norteamericana de Eagle Ford.

El acuerdo de flexibilización laboral firmado días atrás viene a poner coto al costo laboral. Sin embargo, su incidencia es un secreto bien guardado entre las petroleras. Algunos analistas del sector  aseguran que la mano de comprende entre el 5 y el 15% del total del costo de un pozo.

Como fuera, los beneficios del ajuste laboral se licuarían rápidamente con la apreciación cambiaria estimada para este año.

Convertir recursos en reservas

Argentina, y Neuquén en particular, cuenta con recursos, infraestructura y una importante experiencia en la industria para solucionar el déficit energético.

Hoy se está atravesando esta última etapa del conocimiento de la roca madre. La baja del petróleo afectó con mayor medida los planes de YPF, que venía lanzada en plena carrera de desarrollo del shale. Para el resto de las operadoras, el precio del barril hoy resulta circunstancial ya que están más interesadas en adquirir el know-how, con lo cual su mirada está puesta a largo plazo.  En plena baja de la actividad de la petrolera nacional, durante 2016 el resto de las compañías en conjunto aumentaron las inversiones.  Sin embargo, el peso específico de YPF mueve el compás de la industria. El año pasado invirtió unos 2.300 millones de dólares de los 4.000 que desembolsó el sector en la provincia.

“Es seguro que en el corto plazo la actividad no muestre fuertes señales de despegue, ya que resulta costoso para las compañías pasar a fases de producción más intensivas y de mayor escala. No obstante, el proceso de conocimiento y estudio de la roca continuará, aunque, quizás, a un ritmo más lento”, prevé el informe de KPMG.

Más allá de la flexibilización laboral, hay varias cuestiones por resolver para que los no convencionales sean rentables, según enumera KPMG,: 1) la necesidad de disponer de recursos humanos calificados, 2) los obstáculos al financiamiento para los proyectos de inversión, 3) los contratos de cobertura en un escenario de precios deprimidos, 4) el impacto medio-ambiental, 5) la seguridad jurídica, 6) la necesidad de una mayor inversión en infraestructura no solo en lo referido a los requerimientos para explotar recursos no convencionales, sino también en materia de distribución y transporte, 7) un análisis pormenorizado de la formación de precios (que tenga en cuenta a qué precio pueden ser extraídos estos recursos en Argentina y cómo debe financiarse la actividad) y 8) un profundo análisis de correlación entre las variables de inversión, producción y precios internos.