El contexto internacional volvió a sembrar dudas sobre la continuidad de los desarrollos no convencionales en la formación. Cuál es el valor real de cada proyecto, cómo se calcula su rentabilidad y en qué momento se encuentra la Cuenca Neuquina.

Con la estrepitosa caída del precio internacional de petróleo en el arranque de la semana, se volvió a ver una imagen similar al 2016 cuando se hablaba de la muerte del shale en Estados Unidos. A pesar de la distancia y los diferentes contextos, el precio del Brent rozó los 30 dólares en ambos casos y se volvieron a retomar los escenarios lapidarios para los proyectos no convencionales.

En los últimos cuatro días, referentes de diversos espacios hablaron de que con los valores actuales Vaca Muerta es “inviable” y hasta pregonaron el “cierre total” de la formación. En la mayoría de los casos el argumento era el mismo: los desarrollos de shale son más caros que el convencional. Pero ¿esto es así? La respuesta es amplia.

Si se compara lo que cuesta extraer un barril de shale oil en Estados Unidos con un uno de Arabia Saudita, la respuesta es sí, es más caro el no convencional. Pero la razón es que los sauditas extraen el petróleo más barato del mercado por tener los campos convencionales más extensos del planeta y reservorios a 1.800 metros de la superficie de aproximadamente 85 metros de espesor.

Punto a parte, eso también explica el poder que tiene el reino saudita en el mercado del petróleo. Con el solo hecho de ofrecer descuentos para sus ventas de abril, el precio internacional se desplomó.

Lo cierto es que, en la mayoría de los casos, siempre y cuando se hable de pozos convencionales nuevos, la inversión para el shale es más cara. De forma brutal se podría decir que se trata de US$ 2 millones vs US$ 9 millones. Ahora cuando se trata de pozos que requieren de recuperación secundaria y –peor aún– terciaria, la ecuación cambia.

Este tipo de pozos maduros no solo traen a superficie porcentajes de agua altos, a veces del 98%, sino que sus procesos dejan de ser económicos y la cantidad de barriles/día baja exponencialmente, por ende, la tasa de retorno de la inversión se dilata.

Los costos de extracción, ya sea para el shale o el convencional, dependen de cada compañía y cada bloque. Incluso, los costos varían dentro de un mismo porfolio. Por su tiempo en actividad y el conocimiento del subsuelo, Loma Campana de YPF es el área que tiene costos más bajos en Vaca Muerta.

Los mejores pozos de shale oil en la formación superan los 2.000 barriles de petróleo por día. Cuando se trata de recuperación secundaria, los pozos pueden producir entre un 15% a un 40% de la producción original a un elevado costo.

Nuevamente, es la petrolera de bandera la que tiene los pozos en Vaca Muerta más económicos, en los mejores casos están por cerca de los 10 millones de dólares.

Esta información es valiosa para determinar lo que en la industria se conoce como development cost o costo/desarrollo que en el mejor caso arranca en los 9,5 dólares. Básicamente es la inversión de un pozo dividida en la cantidad de barriles que entregará la perforación a lo largo de su vida. Claro que los pozos declinan, pero la tecnología y la eficiencia permiten que cada vez se superen los barriles diarios que aportan.

En detalle, el development cost en Loma Campana en 2019 cerró en 9,4 dólares, un número valiosísimo que supera a Eagleford (20,8), Wolfcamp Midland (16,5), Wolfcamp Delaware (11) y está cerca de Bakken (8,1), todos plays de Estados Unidos.

Si bien el caso de YPF en su principal core de áreas en Vaca Muerta es probablemente el único que entrega valores tan competitivos, es una muestra de lo que se puede hacer realmente en la formación.

Otro gran dato –más preciso para nuestra comparación– que sirve para dimensionar los costos es el lifting cost o lo que sale traer un barril a superficie. Aquí se tiene en cuenta la mano de obra, los contratos y mantenimiento, entre otros, y por lo general, la mayoría de las empresas tratan este tipo de información como confidencial y no la comparten. No es el caso de la petrolera de bandera ni de Vista Oil&Gas.

En la última presentación de resultados que hizo YPF, el CEO de la compañía, Daniel González, confirmó que el lifting cost para el shale de la firma está por debajo de los 6 dólares. Un 15% más bajo que los valores del 2018. De nuevo, es un valor que cambia según el área.

El lifting cost para yacimientos que requieren de recuperación secundaria o terciaria asciende hasta US$ 30. En la Cuenca del Golfo San Jorge está aproximadamente en US$ 23.

Los campos maduros con recuperación secundaria tienen costos altos y extraen pocos barriles.

Una vez en superficie, al lifting cost hay que sumarle el capital invertido, impuestos regalías, costo de transporte y operación.

Ahora sí, para saber a partir qué valor las petroleras empiezan a ganar dinero se utiliza el break even. En el mejor escenario está Loma Campana que tiene su piso en los 40 dólares. Para otras operadoras e incluso para otras áreas de YPF este valor está por encima de los 45 dólares.

Parecen umbrales altos, pero si se mira el break even para el convencional en la Cuenca Neuquina, el número asciende hasta 55 dólares.

Acá es donde debe hacerse el último y más importante análisis: tasa de retorno. Lo que miran las petroleras a la hora de definir a dónde estará destinado su Capex, y sobre todo en tiempos de crisis, es qué desarrollo les permitirá recuperar la inversión más rápido y hoy la respuesta para muchas compañías es Vaca Muerta. Claro, para los desarrollos que ya están en marcha.

Por más que los costos totales entre el convencional y el no convencional en la Cuenca Neuquina fueran iguales –no lo son– el número de barriles/día que producen los pozos de shale no es materia comparable. Por esto, es que afirmar que los desarrollos de shale son más caros que los campos maduros en nuestro país es un concepto errado.

Lejos de buscar entrar en la –reciente– discusión de convencional vs. no convencional, la conclusión es que un barril por debajo de los 40 dólares es inviable para todas las operaciones petroleras, tanto para los campos maduros como para el shale.

Fuente: Río Negro.