Por Roberto Aguirre.
Exxon Mobil, la petrolera integrada más grande del mundo, salió a la búsqueda de un socio para dos bloques neuquinos, La Invernada y Bajo del Choique, con la intención de lanzar un proyecto de no convencional en Vaca Muerta.
Según confirmó a "Río Negro Energía" el gerente de Asuntos Públicos, Tomas Hess, la firma apunta a sumar un inversor "para el desarrollo de ambos bloques", aunque aclaró que los proyectos de exploración de la compañía siguen firmes. También detalló que los horizontes a explorar son no convencionales, confirmando el interés de Exxon en ganar posiciones en el shale argentino.
La petrolera estadounidense abrió un data room para intercambiar información sensible de ambos bloques, de los cuales retiene el 85%. El restante 15% es en ambos casos de la estatal GyP, la dueña de la concesión y la que participa del negocio a través de un esquema de carry.
Con esta apertura de terreno, Exxon busca posicionarse en el mercado del shale local, del cual participa de forma incipiente. Por estas horas es la quinta operadora en cantidad de pozos perforados, aunque su presencia es mayor si se consideran sus múltiples sociedades en distintas áreas, casi todas volcadas al negocio del shale.
Según datos de la Secretaría de Energía, la empresa estadounidense perforó cinco pozos en La Invernada y Bajo del Choique. Sin embargo, sólo uno está bajo producción en esta última locación, denominado X-2. Parece poco, pero esa perforación es por estas horas la que mejores resultados ha obtenido sobre la formación shale neuquina. Devolvió en agosto unos 80 metros cúbicos de crudo liviano por día.
Más allá de la cifra absoluta, lo interesante es cómo sostuvo un nivel de producción que duplicó el promedio de sus competidores en los primeros meses de vida. Fuentes del sector aseguran que el éxito está en el diseño de la perforación. Se trata de un pozo de 4.570 metros, de los cuales 3.570 se hicieron de forma vertical y el resto horizontal. Tuvo unas 15 etapas de fractura y costó casi 20 millones de dólares, coinciden en el mercado. Es una cifra aún alta, pero que puede mejorarse con la escala.
Sólo YPF consiguió pozos similares, aunque con menor producción y menos etapas de fractura, en la zona occidental de Loma Campana. Sin embargo, la compañía nacional no orienta por estas horas todos sus esfuerzos a las perforaciones horizontales.
Con su pozo estrella como avanzada, Exxon busca ahora fondos para entrar en una etapa de desarrollo de los bloques. Aun con su enorme espalda financiera –que le permitió inclusive sumar activos como lo hizo en Parva Negra Este, donde compró un porcentaje a Petrobras–, la compañía más grande del mundo apelará a un mecanismo de sociedades "farm in" para financiarse, acaso para no repetir el error que cometieron muchas grandes operadoras en Estados Unidos que finalmente tuvieron que vender posiciones a firmas más chicas.
LA EXPERIENCIA DEL NORTE
La literatura económica del siglo XX reserva un lugar especial para Exxon. Nació de la mano de la vieja Estándar Oil de John Rockefeller, que replicó en el mundo de los negocios el agresivo modelo de política exterior de Estados Unidos en el que América Latina se veía como un patio trasero.
Ya bajo su nombre actual, la petrolera se convirtió en el emblema de empresa globalizada. En su libro Imperio Privado, el periodista Steve Coll la calificó como un "un Estado empresarial dentro del Estado americano". La compra de Mobil en 1999 por 88.000 millones de dólares la dejó compitiendo mano a mano con Wal-Mart en el ranking de 500 empresas con mayor facturación en el mundo que elabora la empresa Forbes.
Cuando Rex Tillerson reemplazó a Lee Raymond como CEO de la compañía, algo en la firma cambió. El discurso y las prácticas se modernizaron y la empresa transitó un camino de aggiornamento que impactó en lo técnico.
Tillerson estudió en el comienzo del siglo XXI el creciente mercado del shale en Estados Unidos a través de pequeñas compañías. Como todas las empresas "majors" del sector Exxon llegó tarde. Pero dio un golpe de efecto en el 2009, cuando compró XTO, una operadora mediana pero con una cartera de proyectos no convencionales de gran nivel. La operación rondó los 40.000 millones de dólares y la convirtió en la principal productora de shale gas de Estados Unidos.
Pero la compra trajo sus problemas. Las cuentas de la compañía ya no dejan las ganancias de antaño, por los altos costos de la producción no convencional. Los especialistas creen que se trata más bien de un cambio de concepción y que hay que acostumbrarse a los retornos de más largo plazo.
Lo cierto es que con todo este bagaje Exxon aspira a hacerse un lugar en Vaca Muerta, la formación en producción más importante del mundo fuera de Estados Unidos.
EL SEGUNDO DESEMBARCO
La empresa estadounidense opera en la Argentina casi desde el descubrimiento del petróleo. Lo hizo a través de diversas firmas y con fuerte incidencia en el downstream a través de Esso, línea que vendió en el 2012 a los hermanos Bulgheroni.
El segundo desembarco en el país lo concretó en el 2009, en una de las rondas de áreas que hizo la petrolera provincial GyP. Quedó a cargo de la operación de dos áreas por entonces marginales, pero que ahora se revaluaron al calor de Vaca Muerta.
Se dice que donde los hermanos Bulgheroni ponen el ojo es porque hay un negocio. A fuerza de inversión y de ciertos beneficios en la extensión del contrato convirtieron a Cerro Dragón en el principal yacimiento petrolero del país, aun en momentos en los que la industria energética vernácula parecía alicaída.
Inclusive, compraron los activos de Esso para sumar una cadena de estaciones de servicios y una refinería que ampliarán en el corto plazo.
Pero los hombres más ricos del país aún no hicieron una apuesta al shale. Eso podría empezar a cambiar. Fuentes del mercado aseguran que PAE, la empresa que manejan junto con la británica BP y los chinos de Cnooc, busca ahora incursionar en Vaca Muerta. Inclusive, no descartan que puedan ingresar de la mano de GyP, que sacó a licitación dos áreas en una zona caliente de la formación shale neuquina.
Golpes de efecto
Los Bulgheroni fueron uno de los primeros en anunciar una inversión junto con YPF para Vaca Muerta. Firmaron un MOU por 1.500 millones de dólares para hacer 130 pozos en dos áreas de la compañía nacional. Para la anécdota quedará la foto en la que Miguel Galuccio le da la mano a Carlos y Alejandro Bulgheroni de forma simultánea y con los brazos cruzados. El acuerdo cayó y ya no volvió a hablarse del tema.
Más tarde anunciaron la compra de bonos para el desarrollo económico (Baade) por 500 millones de dólares. El nombre parece ya una antigüedad, pero se trató de uno de los instrumentos del fracasado plan de blanqueo de capitales. En este caso, no se trataba de una exteriorización sino de un simple ingreso de dinero al país, que iba a estar destinado a Vaca Muerta. Nada más se supo del tema.
La apuesta por el tight
Hasta aquí los Bulgheroni prefirieron ir por lo seguro, aunque en Neuquén comenzaron a aportar fuerte al tight gas en su yacimiento Lindero Atravesado. Allí incorporaron equipos de perforación de última generación que están buscando nuevos horizontes, aunque siempre en arenas compactas.
Los resultados parecen extemporáneos: en un año más que duplicaron la producción mensual de fluido, que pasó de 17,2 millones de metros cúbicos a 39,2 millones.
En ese bloque subirán la apuesta en el corto plazo, mientras allanan el camino para el ingreso al negocio del shale, algo que podría ocurrir en el corto plazo si la coyuntura económica acompaña.
Será central en ese sentido el resultado de las elecciones presidenciales del año que viene, un tema que mantiene en vilo al sector petrolero.
El desarrollo de no convencionales puso en la mira el enorme consumo de agua que demandan los pozos para realizar la fractura hidráulica. Según el tipo de perforación, se utilizan entre 2 y 15 millones de litros, una cifra altísima para una actividad industrial.
Un estudio del Instituto de Recursos Mundiales (WRI por sus siglas en inglés) determinó que Vaca Muerta es una de las formaciones con mejor abastecimiento de agua, por bajo estrés hídrico. Esto le da ventajas comparativas con otros shales del mundo, donde el recurso líquido no abunda.
Sin embargo, el estudio no deja de sumar una luz de alerta. Según explicó a "Río Negro Energía" Lorena Schrott, del Observatorio de Conflictos por los Recursos Naturales (OCRN), "en el informe sólo se consigna un 70% del área económicamente aprovechable de la Cuenca Neuquina con un estrés hídrico bajo-moderado y hace referencia a sectores de ella con niveles de estrés subterráneo medio-elevado".
Es decir que, pese al gran caudal que aportan los ríos Neuquén y Limay, hay sectores complicados en el uso de agua. La prohibición que rige en la zona del uso de agua de subsuelo colabora con no deprimir aún más las cuencas en zonas secas, pero aun así el estudio aconseja no descuidar el tema.
"Es de significativa importancia remarcar que el WRI recomienda en todos los casos la conducción de estudios hídricos adecuados, mayores niveles de transparencia y participación en el manejo de los recursos, y medidas generales de protección ambiental durante todos los procedimientos de explotación de recursos no convencionales", explicó la especialista. Aclaró que el OCRN sólo se limita a informar sobre el trabajo y no a opinar sobre el mismo.
La WRI también advierte a las empresas sobre realizar un buen manejo del agua. "En lo que respecta al riesgo atinente a la escasa disponibilidad de agua, se advierte que la percepción de amenazas (ciertas o no) en cuanto al agotamiento hídrico puede exacerbar el rechazo público a la fracturación hidráulica, causándoles a las empresas la pérdida de legitimidad social para operar (consentimiento) e incluso motivando a las autoridades a prohibir el procedimiento", sostiene el estudio, según reseñó el OCRN.
La gran cantidad de agua que demanda el shale es un tema que preocupa. El gobierno provincial asegura que el caudal de los ríos locales es más que suficiente para abastecer la actividad sin competir con otras actividades, como la demanda domiciliaria o el uso para riego. Inclusive se prohibió la utilización del agua subterránea para evitar el impacto sobre los acuíferos.
Para las empresas, la logística es un problema. Mover semejante cantidad de agua en camiones tiene un costo muy alto. Por eso desde el Ejecutivo se promovió el desarrollo de acueductos que pudieran servir inclusive para irrigar tierras desérticas. Pero el proyecto quedó en la nada y cada empresa toma su camino.
El otro punto que preocupa es qué pasa con el agua que vuelve de los pozos, conocida como flowback. Se trata de un líquido que retorna contaminado y que debe ser tratado. La deposición final se hace en pozos sumideros, cuyo control supuestamente está en manos del Estado.
Una opción es que se pueda reutilizar el agua de flowback. YPF trabaja para poder tratar y reciclar el total de líquido que utiliza, con la intención inclusive de bajar costos.
Añelo
Unas 117 empresas ya firmaron contratos de radicación en el nuevo parque industrial municipal de Añelo para la explotación de Vaca Muerta, aunque las tierras fueron entregadas sin servicios y serán las mismas compañías la que tengan que llevarlos.
El intendente Darío Díaz dijo a LM Neuquén que la nueva zona industrial del municipio comprende más de 250 hectáreas, donde se radicarán empresas de servicios petroleros, operadoras nacionales y compañías multinacionales.
“Esos son los contratos que tenemos firmados y pensamos llegar a unas 130 empresas en total”, expresó.
El parque está ubicado en la zona norte de la ciudad, por la Ruta 8, donde las empresas operan con energía eléctrica a través de paneles solares y equipos electrógenos. Si bien están abiertos los caminos, aún no hay servicios de redes como agua y electricidad.
La ubicación del parque municipal es estratégica, ya que está a 20 kilómetros de los centros de operaciones más importantes en la formación Vaca Muerta, como es el área de Loma Campana, de producción no convencional.
Empresas como YPF, Baker Hughes, Halliburton y OIL figuran como las más grandes que están en proceso de radicación. Después, hay reservas de compañías pequeñas, de construcción de viviendas, alquiler de tráileres y metalúrgicas.
Los empresarios pagarán $18 el metro cuadrado de tierra con fines industriales, según lo establece la ordenanza 130 sancionada a finales de 2012 en esta localidad.
“No tenemos servicios pero tenemos el trabajo de varias empresas. Pegado a las tierras municipales también se desarrollará un parque industrial de la provincia”, indicó Díaz.
Como el Municipio no tiene hoy el dinero para sostener los servicios básicos en la nueva zona industrial, es que entrega la tierra a precios bajos en el mercado. Una hectárea fiscal puede valer alrededor de 180 mil pesos, un precio más que accesible para los números que manejan las petroleras.
Si bien existen otros parques industriales en la zona, como el de Neuquén y Centenario, las empresas buscan estar más cerca de la región más importante de operaciones, Añelo, y por eso eligen radicarse allí.
