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27 noviembre, 2020
Petróleo y Gas

Petrolera extranjera exige estabilidad para invertir en Vaca Muerta

La compañía planea seguir con sus planes pese a la caída del precio del crudo.

Winthershall Dea “necesita estabilidad” en las reglas del juego en la Argentina para poder desarrollar las áreas Aguada Federal y Bandurria Norte, en Vaca Muerta, afirma su CEO, Mario Mehren, en la conferencia anual con periodistas de todo el mundo, de la que participó Desarrollo Energético, que se realizó ayer en forma virtual debido al coronavirus.
“Lo que siempre ayuda es exponer a la empresa a invertir en un marco legal y de inversión estable, idealmente a precios de mercado. Esto es con lo que la empresa puede lidiar – explica -. Cada vez que vemos que el gobierno intenta regular los precios para interferir en el desarrollo del mercado, nos preocupamos. Como lo hacemos cuando vemos cambios rápidos en el marco legal o en el impositivo para nuestras inversiones”.
Esto concuerda con lo que expresaba el director general de Wintershall Dea Argentina, Manfred Boeckmann, en la exposición Argentina Oil & Gas 2019, organizada por el Instituto Argentina de Petróleo y Gas (IAPG) en Buenos Aires entre el 23 y 26 de septiembre del año pasado.
“Un marco regulatorio más competitivo, mejoras en infraestructuras, acceso a nuevos mercados, una estructura de costos y un régimen tributario más competitivo son necesarios para asegurar un desarrollo sostenible a escala en Vaca Muerta”, resalta.
Pese a esta situación, a la caída del precio del crudo y del gas natural, y a que reducirá los niveles de desembolso en proyectos de exploración y desarrollo a escala global durante este año, la petrolera alemana planea seguir adelante con la perforación en las dos áreas en Vaca Muerta en sociedad con la estadounidense ConocoPhillips.
“Nos estamos preparando de cara a la nueva etapa del desarrollo de Aguada Federal y Bandurria Norte. Hasta ahora todo sigue en camino”, explica Mehren, sin detallar si el calendario que tenía previsto la compañía continuará con el mismo esquema.
Como adelantó Desarrollo Energético, ambas petroleras planean comenzar a perforar cinco pozos no convencionales en Aguada Federal en agosto en los que podrían invertir entre 70 y 80 millones de dólares en 2020.
En una segunda etapa, Wintershall Dea y ConocoPhillips esperan realizar otros cinco pozos en ese bloque y ocho más en Bandurria Norte durante el próximo año, según detalló el gobierno neuquino tras reunirse con directivos de ambas compañías, el 20 de febrero.
Todo esto forma parte del programa que tiene el consorcio para el desarrollo de ambas áreas, que incluye realizar entre 20 y 30 pozos en la primera fase, explican desde la petrolera alemana, sin especificar en cuánto tiempo piensan llevarlo a cabo.
Las declaraciones de Mehren llaman la atención no sólo porque se dan en un contexto de una de las mayores caídas de la historia del precio del petróleo, sino también por la crisis económico-financiera que vive la Argentina en la actualidad.
“Un riesgo país por arriba de los 2.200 puntos básicos (pb) y el precio del petróleo a cerca de 50 dólares por barril es un combo terrible”, resaltaba a fines de febrero un consultor del sector cuando analizaba la posibilidad de que Wintershall Dea y ConocoPhillips siguieran adelante con su plan. Hoy en día, el riesgo país se duplicó (3.965 pb) y el crudo vale menos de la mitad (22,40 dólares el WTI y 26,47 el Brent).
Las declaraciones del CEO de Wintershall Dea también sorprenden porque se dan en el marco del anuncio de un recorte en las inversiones que tiene previsto llevar a cabo la compañía durante 2020, debido “al difícil período que previsiblemente” espera atravesar por la caída “en materia de precios de las materias primas”.
“Hemos adoptado medidas para reducir nuestras inversiones en desarrollo, de modo que se sitúen entre los 1.200 y los 1.500 millones de euros (1.314,24 y 1.642,79 millones de dólares al tipo de cambio de hoy). Esto equivale a un descenso del 20% con respecto a nuestros planes iniciales para este año – detalla -. Por otra parte, reduciremos también nuestro presupuesto de exploración para 2020 a 150-250 millones de euros (164,28-273,80 millones de dólares) como máximo, comparados con los 340 millones de euros (372,37 millones de dólares) de 2019”.
Durante la conferencia, Mehren señaló que sus operaciones en Noruega serían una de las más afectadas por el recorte de los desembolsos debido a su tamaño. Sin embargo, nada dijo al respecto de la Argentina.
“Centramos nuestra cartera de manera muy rentable y eficiente y mantenemos nuestra producción estable, preparamos nuestros proyectos para que comiencen a funcionar el próximo año – explicó -. Este año, en términos de flujo de caja, necesitaremos un precio del petróleo de 35-40 dólares por barril y del gas natural de 4 dólares por MSCF para financiar nuestra inversión en desarrollo y exploración”.
Este escenario se encuentra cada vez más lejos con la actual cotización del crudo que alcanzó ayer los 22,40 dólares (WTI) y 26,47 (Brent). Sin embargo, esto aún lo sitúa por encima de los costos de producción promedio de la compañía que se ubicaron en los 4,30 dólares por barril de petróleo equivalente (BOE) en 2019, casi un 50% menos que los 8 dólares que registra el sector.
Este es uno de los puntos que podría jugar a favor de los proyectos en Vaca Muerta y en el resto del país, ya que para Mehren “no en todas partes los costos de producción son tan bajos como en Rusia o la Argentina”.
La petrolera alemana ha ido bajando los valores de perforación en Aguada Federal y Bandurria Norte desde que comenzó con la primera parte de la fase piloto en 2015. “El proyecto avanza muy bien, y hemos obtenido resultados muy alentadores. En Wintershall Dea, pasamos por la curva de aprendizaje y los costos se han reducido significativamente”, destaca Boeckmann.
La empresa lleva perforados y completados ocho pozos en Aguada Federal, dos de ellos verticales y seis horizontales, en los últimos cuatro años, a los que se les suma otro vertical que había llevado a cabo Gas y Petróleo del Neuquén (GyP) en 2013, antes de venderle la concesión del bloque.
En 2015, Wintershall Dea realizó dos verticales y, dos años más tarde, hizo otros cuatro horizontales de 1.000 metros de largo cada uno, para los que invirtió cerca de 111 millones de dólares. Este proceso formó parte del programa de exploración que había acordado con la petrolera estatal neuquina cuando obtuvo una participación del 50% del área en 2013 (luego lo amplió al 90%).
En ese momento, los alemanes le pagaron 39 millones a GyP por la concesión y se convirtieron en su operadora. El contrato también establecía que si los resultados eran positivos la compañía llevaría adelante un plan de predesarrollo del bloque que incluía perforar otros 20 pozos, para luego llevarlo a modo factoría, para lo que debería sumar unos 120 más, lo que requeriría un desembolso de 3.350 millones de dólares.
Como parte de esta etapa, la empresa realizó dos pozos horizontales de 2.500 metros de extensión cada uno el año pasado en el área de 97 kilómetros cuadrados, que fueron terminados en agosto, cuando ya había sumado como socia a ConocoPhillips.
En tanto, en Bandurria Norte, Wintershall Dea perforó cuatro horizontales de 1.500 metros de largo y 15 etapas de fractura cada uno en 2017, en los que invirtió cerca de 120 millones de dólares. Uno de ellos lo completó ese mismo año y los tres restantes en mayo de 2018. Estos se suman a uno vertical que ya había llevado a cabo YPF, la anterior propietaria del bloque de 105 kilómetros cuadrados, en 2015.
En julio de 2019, Wintershall Dea acordó venderle la mitad de su participación en ambas áreas a ConocoPhillips para acelerar su desarrollo en forma conjunta. El monto de la transacción no fue dado a conocer.
De esta forma, la empresa alemana pasó a tener el 45% de Aguada Federal, al igual que su nueva socia, mientras que GyP mantuvo el 10% restante. En la misma operación, cada una se quedó con el 50% del control de Bandurria Norte. La operación fue aprobada por el gobierno neuquino en noviembre pasado.
Wintershall Dea espera alcanzar una producción de entre 600.000 y 630.000 BOE por día (BOED), excluyendo los volúmenes procedentes de Libia, durante 2020, lo que le permitiría llegar a niveles similares a los 642.000 BOED registrados en 2019, cuando batió su propio récord, resalta Mehren.
La compañía alemana cuenta con reservas 2P de 3.800 millones de BOE, lo que le daría una vida útil de 17 años a sus yacimientos a escala global. El año pasado registró un EBITDAX de 2.830 millones de euros (3.099,41 millones de dólares).

Por Hernán Dobry

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