Por Raúl Figueroa) Durante las jornadas técnicas del IAPG, Daniel Kokogian expuso su opinión personal sobre los desafíos del mercado hidrocarburífero para el país, en el que exprestó que Argentina tendrá que convivir con un precio de alrededor de 50 dólares por barril en los próximos 2 ó 3 años. También dejó otra definición: “si en los 90 se pudo sobrevivir con un precio de 9 dólares por barril, por qué ahora no se puede con 50?”. Asimismo, afirmó que si bien las perspectivas de Vaca Muerta hoy son más prometedoras a partir de algunos resultados de pilotos, sentenció que la cuenca San Jorge sigue explicando entre el 50 y 80% del flujo de caja de las operadoras que trabajan en ésta y otras cuencas del país. Por eso, rechazó que esta cuenca sea considerada como “inviable”.
El panorama expuesto también alcanzó al precio del gas. “Las compañías tendrán que ser competitivas con un precio de 5 dólares el Millón de BTU –planteó-, que si bien no son los 7,50 dólares que piden algunos y con los cuales todos serían Messi, pero es el doble de lo que se fijaba hasta hace un par de años”, dijo en referencia a los precios internos fijados en el gobierno anterior, cuando el valor interno era de 2 dólares por MBTU y se importaba a valores de hasta 17 dólares por MBTU.
“Además está dejando de ser un mercado marginal para transformarse en un commoditie, por lo que he leído Estados Unidos construye hoy 3 puertos para la exportación de LGN (Gas Licuado de Petróleo). Y como está atado al precio del petróleo, que por lo que se ve no se va a mover de la banda de los 50 dólares, el precio de 5 dólares por MBTU para el gas parece un valor esperable”. En ese contexto, se preguntó por qué Vaca Muerta necesita entre 7,50 y 8 dólares por MBTU para ser rentable. El disertante no dejó rde reconocer que el costo de producir cada barril de hidrocabruros en el país es más alto que a nivel internacional, al tiempo que planteó que el desafío es transformar recursos en reservas, que es precisamente la operación por la que el primero resulta viable económicamente para extraer:
“Tenemos el factor externo, que es el de los precios y en el que no podemos intervenir; y por otro lado está el costo de producción, en el que sí podemos influir. En ese factor, la mano de obra es sólo un factor, pero no el único”, puntualizó, para hablar desde ese punto de la necesidad de pensar soluciones innovadoras.
“Argentina debe hacer un esfuerzo en petróleo, porque la caída de producción se ha acelerado y después la recuperación no es de la misma manera. En gas no deberíamos tener problemas, porque si hoy tenemos que importar ya no lo hacemos pagando 17 dólares por MBTU, sino alrededor de 6,5 dólares, lo que es mucho más razonable. Podemos importar por un tiempo, hasta lograr más competitividad y eficiencia y entonces ya no necesitaríamos la importación”.
Se necesita invertir “en neuronas”
Fue en ese marco que planteó que si bien hoy las miradas de todo el país están puestas en Vaca Muerta, “en Argentina la industria no puede aceptar que la Cuenca del Golfo San Jorge se ha tornado inviable, porque entre el 50 y 80% de flujo de la caja de las compañías (que operan en ésta y otras cuencas) proviene del golfo San Jorge. Puede haber un contexto que lleva a pensar esto -(en referencia a la “inviabilidad”)- pero debemos plantearnos que si después de 100 años de explotación el factor de recuperación es del 12%, ¿hacemos secundaria o terciaria? Esto debería estar saturado de terciaria, hay proyectos exitosos, pero no son muchos: ¿qué nos bloquea?”, desafió.
Dueño de una amplia trayectoria en la industria y mostrando conocer la actividad en el país, continuó: “Creo que es difícil que la cuenca recupere el nivel de producción que tuvo anteriormente, con recuperación primaria, pero la inversión o el esfuerzo que hay que hacer ahora es en neuronas: en capacitación, en gente, porque de lo contrario nos mordemos la cola. No somos los mejores del mundo, siempre hay gente que lo hará mejor y debemos mirar alrededor”, dijo, diferenciando además las tareas de “superficie”, que incluye decisiones políticas, gremiales y otros factores, de lo que ocurre por debajo, en el área geológica y en la que llamó a los integrantes del auditorio (compuesto por ingenieros, geólogos y otros especialistas en la búsqueda de hidrocarburos) a plantear soluciones innovadoras, buscando “mejoras en la productividad de cada yacimiento”.
De igual modo, llamó a poner racionalidad en los debates de superficie, ya que si bien opinó que los representantes gremiales deben ser partícipes de esa búsqueda de alternativas, puso límites claros: “Yo me niego a discutir con el sindicato si a un equipo lo tengo que manejar con 3 ó con 10 personas, porque entonces me está diciendo cómo tengo que buscar petróleo”.
En ese marco añadió que “si la cotización internacional del crudo sube a 60 dólares por barril, no salgamos de nuevo a destapar champán; no cometamos el mismo error”.
Mejoras en Vaca Muerta
Finalmente, entre sus conclusiones puso como ejemplo las mejoras logradas en Vaca Muerta en procura de mayor eficiencia: “Yo fui muy crítico con lo que se hacía al principio, pero hoy los resultados han mejorado notablemente y realmente se puso a competir. Si u npozo ha bajado de 12 a 8 millones de dólares y además produce más, al pasar de pozos verticales a horizontales, no puedo seguir pensado lo mismo que antes”.
Kokogian llamó también a no cerrarse “con todas las fichas” únicamente en Vaca Muerta. Al volver sobre la situación de yacimientos maduros, puso como ejemplo lo ocurrido en Canadá: “Ellos resolvieron de modo muy práctico; en los años 60 crearon una empresa estatal petrolera, una especie de YPF; al cabo de 10 años la desarmaron porque no dio resultados. Luego, una década después, reconvirtieron con 2.200 empresas operadoras pymes, con pozos de 6 barriles solamente, cada una con 10 ó 15 pozos de muy bajo nivel de producción”, en la provincia de Alberta, que han dado resultado no sólo para la producción petrolera sino para generar un alto nivel de vida alrededor. “También hicieron otro cambio: las regalías se cobran de acuerdo con la productividad de los pozos y los grados API (de densidad). Tampoco se los regalaron: en algunos proyectos se condonaron las regalías, pero luego de repagada la inversión se fijaron en el 35%, de manera incremental. No digo que se tenga que hacer exactamente lo mismo aquí: lo que tenemos que hacer es pensar salidas innovadoras”.
Finalmente, insistió en que no puede bajarse la persiana: “esta cuenca sobrevivió a 9 dólares por barril hace 20 años y hace 7 (en el año 2009) lo hizo con 30 dólares por barril. ¿Por qué ahora no puede sobrevivir con 50? Cada uno defiende lo ganado, pero el límite es el derecho sobre la nada. Si perdemos 10% de producción anual, ¿qué quieren repartir? Esto excede a lo geológico y (si no cambiamos) el bote se seguirá yendo para abajo”.
