El Gobierno destaca a Vaca Muerta como un ejemplo donde su plan para promover inversiones privadas ha comenzado a dar resultados. Afirman que las petroleras ya se comprometieron a desembolsar 10.000 millones de dólares en “las actividades de extracción de los hidrocarburos no convencionales en los yacimientos de Río Negro, Neuquén y La Pampa”. Para lograrlo el gobierno reconoce que fue clave la modificación del convenio colectivo a la baja con mayores condiciones de flexibilidad y la extensión del Plan Gas, que garantiza un precio mínimo para los productores. Sin embargo, un informe del Centro de Economía Política Argentina (Cepa) revela que el crecimiento de las inversiones privadas es consecuencia fundamentalmente de la inversión realizada por la estatal YPF desde 2012 en lo que constituyó un largo proceso de aprendizaje y asunción de riesgo empresarial a cargo del Estado.
“Para las empresas que desembarcan hoy en Vaca Muerta basta con ubicar pozos junto a los de YPF para aprovechar el conocimiento allí desarrollado. Este ahorro de costo pozo se ha sustentado en el aprovechamiento del salto tecnológico que desarrolló YPF en la etapa previa”, afirman Hernán Letcher y Julia Strada, autores del informe. Según sostienen, la mejora en la productividad de los pozos y la reducción de los tiempos de perforación se explican principalmente por el salto tecnológico y los nuevos métodos de trabajo incorporado por YPF en los últimos cinco años. Adicionalmente al uso de la fractura hidráulica que es condición necesaria para producir gas o petróleo de Vaca Muerta, se incorporaron dos técnicas específicas que mejoraron sensiblemente la productividad y los tiempos: la técnica de perforación horizontal y la perforación en serie (modelo factoría). El costo de perforación de un pozo en Vaca Muerta pasó de alrededor de 40 millones de dólares en la fase experimental a menos de 10 millones de dólares en la actualidad. Si se considera la etapa de explotación masiva, el costo pasó de los 16,6 millones de dólares en 2014 a menos de 10 millones en 2016.
La participación de YPF sobre la inversión total de hidrocarburos no convencionales creció sensiblemente hasta 2015. Según los datos presentados por CEPA en base a cifras oficiales del Ministerio de Energía, si en 2012 participaba con el 50 por ciento, aumenta a 57 por ciento en 2013 y alcanza su punto máximo de 74 por ciento en 2014. Si bien se mantiene elevada con 68 por ciento en 2015, a partir de 2016 comienza una caída de su participación, siendo las proyecciones para 2017 de sólo 56 por ciento (casi 20 puntos porcentuales menos respecto de 2014). Lo que se produce, en efecto, es un aumento en los últimos 2 años de las inversiones de empresas privadas en el sector.
En el informe destacan que el cambio de tendencia es porque la explotación de no convencionales se ha vuelto sumamente atractiva particularmente por el gas, porque la inversión realizada por YPF a partir de 2012 demostró el potencial para producir y generó una sustancial mejora de la productividad. Eso es hoy aprovechado por el sector privado. “La tarea de YPF fue central: incrementó su inversión exploratoria y en explotación y complementaria, esta última cumpliendo un papel similar a la exploración, en el sentido de asumir el riesgo que nadie quería asumir: el de “aprender” a producir una formación no convencional”, remarcan Letcher y Strada.
A ese escenario, cada vez más propicio para el desembarco del capital privado, el gobierno le sumó además una serie de beneficios adicionales como la mejora en el precio del gas y la flexibilización laboral.
En la actualidad se mantiene vigente el precio del gas nuevo en boca de pozo (PIST) de Vaca Muerta fijado desde 2013 por el Plan Gas en 7,5 dólares el millón de BTU, pero en lo referido al gas “viejo” se mejoró el precio. El Gobierno ya pagaba 7,5 dólares el millón de BTU para la producción que superaba una curva de producción base (2012) indexada por una curva de declinación (del 8, 7 o 9 por ciento dependiendo de la compañía). Es decir, en la práctica, el gas “viejo” tenía un precio de entre 2,5 y 4,5 dólares y ahora paga 5 dólares el millón de BTU. Ello generó que las operadoras incrementaran el flujo de caja de la producción existente pero sin incentivos al aumento de la producción.
A su vez, el acuerdo con los sindicatos contempló la reducción del salario real eliminando ítems referidos a derechos y condiciones laborales conquistados en los últimos años. “.representa otro beneficio extra injustificado, dada la baja de los costos de desarrollo y el adicional de rentabilidad producto del aumento del precio que se paga por gas en boca de pozo”, concluyó el informe de Cepa.
