Esto es así por las particularidades adicionales de este tipo de desarrollos, caracterizados por una impronta tecnológica, necesidades logísticas y de insumos, que son indispensables para obtener petróleo y gas de la roca madre, aquella que genera el hidrocarburo.

Por eso este tipo de desarrollos son posibles en determinados rangos de precios. Sobre todo, en momentos de despegue, algo que en buena medida caracterizaba el actual ciclo de Vaca Muerta.

Otro tanto ocurre hoy en la cuna del shale oil, Estados Unidos, donde hay unas 100 empresas para las que el crudo a 35 dólares no es un negocio. Tal como lo informa la agencia Bloomberg, hay 100 empresas productoras que reciben los coletazos de la caída más abrupta de los últimos 30 años en un solo día (sumado a la falta de financiamiento previo) que están a punto de quebrar. Es otro caso, equiparable con Argentina solo en cuanto a la rentabilidad en cada área y los atributos técnicos que permiten este tipo de perforaciones.

Lo cierto es que el umbral de los 30/40 dólares por cada barril de Brent, el crudo de referencia para Argentina, deja también en crisis al grueso de las áreas de shale oil de Neuquén, de extenderse en el tiempo.

Las empresas en Argentina son recelosas a la hora de informar qué precio del barril les sirve para producir. Supone quitarle un poco el velo a su ecuación de costos. Sin embargo, hay un antecedente de la compañía que más avanzó en Vaca Muerta.

El ex presidente de YPF Miguel Gutiérrez dijo en marzo de 2017 que la empresa tenía un break even de 40 dólares. Esto es, el umbral de rentabilidad en el que una petrolera alcanza a cubrir los costos. De ahí en más, un barril más caro, es todo ganancia. Por debajo de ese valor, llegan los problemas.

En buena medida, ese umbral de rentabilidad expresa la conjunción de conocimiento, acceso a logística y desarrollo del negocio, una suma de ingresos y egresos que hace que una empresa se defina a invertir en una determinada área.

Por eso las decisiones que se toman en el seno de la OPEP y que afectan el precio del crudo impactan en tiempo real en los desarrollos en cercanías de Añelo: el precio internacional es parte de la ecuación que las empresas evalúan al avanzar en las áreas no convencionales.

La pregunta que surge ante bajas tan pronunciadas es: si YPF, que es la que más avanzó en el aprendizaje está al límite de sostener sus costos con el precio actual del barril, ¿qué tipo de panorama se abre para el resto de las compañías?

Lo cierto es que una primera respuesta es que ese escenario es muy negativo. “Estos precios son horrorosos”, fue tajante una fuente consultada para esta nota.

Con todo, la rentabilidad de un área será parte de un resultado que se mide en décadas. Es decir, un promedio de precios que a través de los años será la clave para determinar si una inversión fue buena. Por eso las que mejor se adecuan a este tipo de escenarios son las grandes corporaciones con capital que pueden sobrellevar estas fluctuaciones, asimilando mejor las restricciones de la falta de fondos en el mercado de capitales.

Lo saben las pequeñas empresas del shale de Estados Unidos, que protagonizaron el despegue del esquisto norteamericano, que ahora reciben los embates de cómo Rusia patea el tablero de la OPEP+, sumado al cierre del grifo del crédito, que opta por buscar beneficios de más corto plazo en otro tipo de inversiones.

Incluso los u$s 45,19 fijados por el gobierno nacional de Mauricio Macri en agosto pasado como techo para el barril eran un gran problema para las compañías no integradas (producen y no refinan su crudo). Algunas, como Vista Oil afirmaban que no se cubrían los costos de producción a esos valores, mientras en el resto del mundo el barril superaba los 60 dólares.

Es el escenario que propició la baja de inversiones y la caída del nivel actividad que impera desde agosto pasado en el país y que ahora podría agravarse.

El CEO de YPF Daniel González tuvo una charla con inversores el viernes pasado. Le preguntaron acerca de los costos de producción. Fue poco antes de la caída abrupta, en otro escenario mundial. Pero lo que dijo da el tenor de cómo la empresa ve su posición respecto a los costos y la rentabilidad en Argentina: “Estábamos usando para proyectos de petróleo crudo una estimación de marca de u$s 60 por barril. Obviamente, ahora parece realmente alto. No fue tan alto hace un mes más o menos”, afirmó.

Sin embargo, dijo que en ese contexto, la empresa se focaliza, en el shale, “en proyectos que ya están en modo de desarrollo” y es “allí donde los puntos de equilibrio son realmente bajos”. Afirmó que “sería más difícil hoy con una marca que está por debajo de 50 (dólares) tomar una decisión final de inversión en un nuevo desarrollo de esquisto bituminoso”. Con todo, agregó que “aún a estos precios (la brecha de 50), las decisiones de inversión que hemos tomado en esquisto no diferirían de las que tomaríamos hoy con ese conocimiento”.

En Estados Unidos los 35 dólares están poniendo al shale en una crisis como pocas. Por lo tanto, para Argentina corre la misma lógica. Una en la que la rentabilidad casi que estalla.

De acuerdo a Bloomberg, formaciones como Eagle Ford o Bakken necesitan un crudo de entre 43 y 47 dólares para tener un 10% de ganancia.

Los problemas no son solo para el shale. El precio actual tampoco da margen para el segmento convencional, con una lógica de campos maduros que podrían requerir mayores inversiones.

A la principal empresa Argentina le gusta hablar más de costos de desarrollo a la hora de medir su ecuación en los campos no convencionales. Esto es, la porción de un barril que se invierte en poder sacarlo a superficie.

Sostiene que Loma Campana tiene un costo de 9,4 dólares de costo de desarrollo. Ocupa el segundo lugar de un ránking que le mostró a inversores, encabezado por pozos de Bakken (Estados Unidos), con un costo de 8,1 dólares (ver imagen aparte). Sin embargo, a menor precio internacional, menor margen de cobertura. Tal es el ciclo de los últimos días.

Fuente: LMNeuquen.