Pluspetrol, Tecpetrol y Pan American Energy desarrollaron distintos modelos para integrar servicios que antes dependían principalmente de grandes compañías internacionales. El objetivo es ganar eficiencia, garantizar equipos y reducir costos. Pero la transformación abre otra discusión: quién absorbe el ajuste en una industria que busca competir con Estados Unidos. Marcelo Rucci ya había advertido en Energía 360 Radio sobre la presión que enfrentan trabajadores y proveedores.

Vaca Muerta está entrando en una nueva etapa. Después de años en los que el desafío principal fue demostrar que el shale argentino podía desarrollarse a escala comercial, la discusión comienza a trasladarse hacia otro terreno: quién controla los servicios, cuánto cuesta poner un pozo en producción y cómo se distribuye la renta dentro de una industria que necesita producir cada vez más barato.

Las grandes operadoras comenzaron a profundizar distintas estrategias de integración vertical para controlar actividades consideradas críticas, como perforación, fractura hidráulica, mantenimiento y terminación de pozos.

Pluspetrol, Tecpetrol y Pan American Energy son algunos de los grupos que desarrollaron estructuras propias o vinculadas para disminuir su dependencia de las grandes compañías internacionales de servicios.

El cambio empieza a alterar un mercado históricamente dominado por gigantes como Halliburton y SLB.

Según especialistas consultados por Letra E, la explicación está en el peso que estos servicios tienen dentro de la economía de un pozo. La perforación y, especialmente, la terminación concentran una parte sustancial de la inversión necesaria antes de comenzar a producir, por lo que cualquier mejora de eficiencia puede traducirse en una reducción importante del costo final.

Pluspetrol integró la fractura a su estructura

Uno de los ejemplos más claros es Pluspetrol.

La compañía avanzó sobre el negocio de fractura hidráulica a partir de la adquisición de la operación argentina de Weatherford y la conformación de Servicios Petroleros Integrados (SPI), con equipos destinados tanto a sus propias operaciones como a prestar servicios a terceros.

El objetivo es controlar uno de los segmentos más sensibles de la terminación de pozos y evitar que la disponibilidad de equipos se transforme en un cuello de botella para sus planes de producción.

SPI cuenta actualmente con tres sets de fractura, según información relevada por Letra E, y logró posicionarse entre las compañías con mayor actividad dentro del segmento.

La estrategia tiene además un componente tecnológico. La empresa viene avanzando en la utilización de sistemas que permiten reemplazar parcialmente el diésel por gas natural durante las operaciones de fractura, buscando bajar tanto costos operativos como emisiones.

El modelo Techint

El grupo Techint representa probablemente el esquema de integración más amplio.

Tecpetrol produce petróleo y gas; Tenaris fabrica tubos y presta servicios de fractura; otras compañías del grupo participan en ingeniería y construcción de infraestructura, y Tecpetrol forma parte además del accionariado de Oldelval.

Tenaris ingresó al negocio de fractura en Vaca Muerta y actualmente cuenta con tres sets, que trabajan tanto para Tecpetrol como para otros productores.

La integración permite que parte del gasto que una operadora tradicionalmente debería contratar en el mercado permanezca dentro de compañías pertenecientes al mismo grupo empresario.

Es una estrategia que adquiere todavía mayor dimensión frente al desarrollo de Los Toldos II Este, donde Tecpetrol proyecta una inversión de US$6.400 millones para desarrollar su principal apuesta petrolera en Vaca Muerta.

PAE mantiene un esquema mixto

Pan American Energy desarrolló una estructura diferente.

La compañía cuenta con equipos propios para algunas actividades y con Manpetrol para servicios vinculados a superficie y mantenimiento, mientras conserva acuerdos comerciales con empresas especializadas para operaciones que requieren tecnologías específicas.

Es un modelo híbrido: internalizar determinados servicios estratégicos y mantener proveedores externos en otros segmentos.

El denominador común entre las grandes operadoras es el mismo: ganar control sobre costos, equipos y tiempos operativos.

Halliburton y SLB todavía dominan buena parte del mercado

La integración vertical no significa que las grandes compañías internacionales estén desapareciendo de Vaca Muerta.

Halliburton y SLB mantienen una fuerte presencia y capacidad tecnológica.

Un ejemplo es el contrato plurianual obtenido por Halliburton con YPF para prestar servicios integrados de terminación de pozos no convencionales.

La adjudicación modificó el escenario competitivo del mercado y generó efectos sobre proveedores y sobre la utilización de equipos disponibles de otras compañías.

Pero esa misma búsqueda de reducción de costos abrió durante este año una fuerte discusión dentro de la cadena.

Halliburton planteó a proveedores una reducción de costos que llegó inicialmente hasta el 23%, situación que generó cuestionamientos por el eventual impacto sobre empresas contratistas y puestos de trabajo.

Ese conflicto fue seguido por Energía 360 durante las últimas semanas.

Rucci: bajar costos, pero no a cualquier precio

La discusión apareció también durante la entrevista que Marcelo Rucci brindó recientemente a Energía 360 Radio.

El secretario general del Sindicato de Petróleo y Gas Privado de Río Negro, Neuquén y La Pampa cuestionó que la carrera por mejorar competitividad termine trasladándose directamente hacia los trabajadores o los proveedores.

Rucci planteó además reparos sobre las comparaciones lineales entre Vaca Muerta y los principales desarrollos shale de Estados Unidos.

“Obviamente que no tenemos la tecnología que tiene Estados Unidos, no tenemos todo a mano como tiene Estados Unidos. Estamos hablando de una potencia”, sostuvo durante la entrevista.

Y agregó: “Si nosotros queremos competir en igualdad de condiciones con Estados Unidos, yo diría que es imposible”.

La observación introduce un elemento central en el debate.

El Permian Basin cuenta con décadas de desarrollo, una enorme red de infraestructura, proveedores especializados, fabricación local de equipos, logística consolidada y una escala que permite reducir costos de manera difícil de replicar inmediatamente en Argentina.

Vaca Muerta, en cambio, todavía está construyendo buena parte de esa infraestructura.

Por eso, la discusión no pasa solamente por cuánto cuesta perforar o fracturar un pozo, sino por qué parte de esa diferencia puede eliminarse mediante tecnología y eficiencia y qué parte responde a condiciones estructurales que todavía necesita resolver el país.

Más tecnología y una nueva tensión laboral

La transformación tecnológica también fue abordada por Rucci durante la entrevista con E360.

El dirigente reconoció que los nuevos equipos permiten acelerar las operaciones y aumentar la productividad, pero sostuvo que ese avance debe traducirse en mayor actividad y no necesariamente en menor empleo.

Su planteo fue sintetizado en una idea: la tecnología debería permitir duplicar pozos, pero sosteniendo los puestos de trabajo.

El debate no es menor.

Vaca Muerta viene batiendo récords de etapas de fractura y reduciendo los tiempos necesarios para completar pozos. Esa mejora permite producir más utilizando una cantidad similar de equipos.

El efecto positivo es una reducción del costo unitario.

El interrogante aparece cuando el crecimiento de productividad genera capacidad ociosa dentro de las compañías de servicios.

Especialistas del sector estiman que actualmente existe alrededor de 30% de capacidad ociosa en sets de fractura, justamente como consecuencia de las mejoras operativas alcanzadas durante los últimos meses.

Es uno de los efectos paradójicos de la eficiencia: Vaca Muerta produce más rápido, pero necesita que el número de pozos continúe creciendo para sostener la utilización de equipos y trabajadores.

La batalla que viene: producir más barato

La transformación del mercado de servicios forma parte de una discusión mucho más amplia.

Vaca Muerta necesita aumentar considerablemente su producción para llenar las nuevas vías de evacuación que están en construcción.

Oleoductos como VMOS y Duplicar Norte ampliarán la capacidad para transportar petróleo, mientras los proyectos de gas y GNL exigirán mayores volúmenes durante los próximos años.

Pero producir esos hidrocarburos de manera competitiva requerirá perforar y completar cientos de nuevos pozos.

Y ahí aparece la nueva batalla económica del shale argentino.

Las operadoras buscan reducir costos mediante tecnología, automatización, mejoras logísticas e integración de servicios. Los grandes prestadores internacionales intentan conservar participación de mercado. Las empresas nacionales desarrollan nuevas capacidades y las pymes regionales buscan evitar quedar atrapadas entre contratos cada vez más exigentes y márgenes más estrechos.

La discusión que comienza a tomar forma no es simplemente quién fractura un pozo.

Es quién captura el valor de una Vaca Muerta que está dejando atrás su etapa de desarrollo para avanzar hacia una producción masiva orientada a la exportación.

Y, como advirtió Rucci en Energía 360 Radio, detrás de la carrera por bajar costos aparece otra cuestión que la industria deberá resolver: cómo ganar competitividad sin que toda la presión termine trasladándose hacia el empleo y la cadena de proveedores.