Shell apuesta al fracking y vuelve a extraer crudo en Argentina

Desde la década de 1970 la compañía anglo-holandesa concentró su mayor actividad en refino y comercialización de combustibles y lubricantes y mantuvo una posición marginal en el segmento de exploración y producción en el país. Sin embargo, en los últimos años cambió sus prioridades y retorna a la extracción de la mano del fracking.

El interés de la compañía por Vaca Muerta no sólo se manifiesta en el progresivo aumento del acreaje sobre la formación de lutitas, sino también en la reestructuración de su horizonte, al desprenderse del 50 % de sus activos en el segmento de refinación y comercialización para concentrarse en exploración y producción. Un dato para destacar es que si bien a nivel global la compañía es una de las líderes en el comercio de gas natural licuado (GNL), y postula al gas natural como combustible puente hacia el desarrollo de fuentes limpias, sus principales avances en la Cuenca Neuquina se orientan a la producción de shale oil -a comienzos de 2018 anunció inversiones con la meta de extraer 40 mil barriles diarios en 2021, actualmente no supera los 12 mil. Si bien en el plano local resulta significativa la reorientación de las inversiones de Shell, en el porfolio internacional de la compañía, las mayores expectativas en América Latina estarían depositadas más los yacimientos de aguas profundas de Brasil y del Golfo de México que en el gas y crudo de lutitas de Vaca Muerta.

Compartimos la ficha sobre esta empresa, elaborada en el marco del informe Compañías europeas a la conquista de Vaca Muerta.

Shell Compañía Argentina de Petróleos S. A. (Shell CAPSA)

Shell Petroleum N. V. controla el 99,99 % del capital accionario; empresa creada bajo normas holandesas, pertenece en un 100 % a Royal Dutch Shell plc.

¿Cuándo comienza a operar la empresa en el país?

La empresa comenzó a operar en Argentina en 1914 a través de la subsidiaria Anglo Mexican Petroleum Products Co., dedicada a la comercialilización de fuel oil y bitúmenes importados de México. En 1917 adquirió el yacimiento Diadema para exploración y producción de hidrocarburos en Comodoro Rivadavia, por entonces era la cuenca con mayor desarrollo del país. En 1922 se aprobaron los estatutos de Shell Argentina Oil Company y se crea la subsidiaria Compañía Diadema Argentina S. A. de Petróleo, para desarrollar el yacimiento homónimo.

Es la compañía petrolera europea con más años de actividad en el país; a lo largo de más de un siglo diversificó sus inversiones en los diferentes eslabones de la cadena productiva de los hidrocarburos: exploración y producción, transporte, refino y comercialización. En 1977 vendió el yacimiento Diadema y en los años posteriores su actividad upstream se concentró en campañas exploratorias de riesgo tanto offshore (Río Gallegos, Magallanes, San Jorge y Colorado Marina) como onshore. En 1998 se suma a la Unión Transitoria de Empresas Acambuco para explotar el yacimiento del mismo nombre, ubicado en la provincia de Salta, que es operado por Pan American Energy. En la referida UTE participa a través de su subsidiaria O&G Developments Ltd. S. A. (O&G), empresa creada en 1998 para intervenir en el segmento de exploración y producción.

El paquete accionario de O&G es controlado por Shell CAPSA (45,61 %), B. V. Dordrsche Petroleum Maatschappij (50,84 %) y Energina Compañía Argentina de Petróleo S. A. (3,55 %). El 100 % de Dordrsche Petroleum Maatschappij y Energina CAPSA pertenecen a Shell Petroleum N. V.

¿Cuándo se posiciona en Vaca Muerta? Evolución en número de áreas

En 2011 Shell CAPSA comenzó a incursionar en el desarrollo de yacimientos no convencionales en el país, desde entonces se incorporó a diferentes uniones transitorias de empresas (UTE) para posicionarse en diferentes bloques, la mayoría de los cuales actualmente opera. En el término de siete años se produjeron notables cambios al interior de esas UTE, lo que da la pauta del dinamismo del sector; en ese lapso la compañía no solo incrementó su presencia en cantidad de bloques sino que también, en algunos casos, aumentó su participación al interior de las asociaciones.

Águila Mora: en 2010 el área Águila Mora era controlada por la UTE conformada por Cañuelas Gas S. A., 90 %, y GyP con el 10 %. Al año siguiente, Medanito S. A., empresa de capitales argentinos, controlaba el 22,5% % y operaba el bloque, mientras que O&G participaba con el 67,5 % y la empresa neuquina mantenía el mismo porcentaje. En 2016 O&G incrementó su participación al 85 %, mientras que Medanito conservó solo un 5 %. En 2018 O&G Developments opera el área, actualmente participa del 90 % de la UTE y GyP conserva el 10 % restante. El bloque, de 170 km2, se encuentra en la etapa de exploración.

Sierras Blancas y Cruz de Lorena: en 2015 el Gobierno de la Provincia del Neuquén otorgó concesiones de explotación no convencional de hidrocarburos por 35 años para los bloques Sierras Blancas y Cruz de Lorena. La etapa de desarrollo contempla la perforación de 550 pozos horizontales.

Sierras Blancas: en 2011 O&G compró a Medanito S. A. el 65 % de los derechos y obligaciones emergentes y la operación de la UTE Sierras Blancas con Gas y Petróleo del Neuquén S. A. Tres años más tarde, Medanito S. A. cedió un 20 % adicional de su participación a la subsidiaria de Shell, que pasó a detentar el 85 %. En la actualidad, O&G controla el 90 % de la UTE, absorbió por completo la participación de Medanito S. A., mientras que GyP conserva el 10 %. En el bloque, de 168 km2 se perforaron tres pozos horizontales a Vaca Muerta, se está ejecutando un proyecto piloto.

Cruz de Lorena: en 2010 la UTE Cruz de Lorena estaba conformada por Raiser S. A., empresa argentina vinculada al sector financiero y con escasos antecedentes en la producción de hidrocarburos, oficiaba de operadora, con el 80 %, y GyP con el 20 % restante. En 2012 O&G y Shell CAPSA compraron en partes iguales la participación de Raiser, y para 2015 la filial de la compañía angloholandesa incrementó nuevamente su participación. La UTE quedó conformada por Shell CAPSA, con el 50 %; O&G, con el 40 %, y GyP, con el 10 %. Se perforaron tres pozos horizontales y uno vertical a Vaca Muerta; además se construyó una planta de tratamiento de petróleo y gas con capacidad para 10.000 barriles diarios, financiada conjuntamente por las UTE Cruz de Lorena y Sierras Blancas para atender la producción de ambas áreas. En el bloque de 159 km2 se está ejecutando un proyecto piloto.

La Escalonada y Rincón La Ceniza: en 2012 la UTE la constituían la francesa Total Austral, que operaba el bloque, con el 85 % y GyP el 15 %. En 2014 Shell y O&G adquirieron porcentajes de participación de Total Austral en ambos bloques. Total Austral mantuvo el 42,5 %; Shell CAPSA, el 21,25 %; O&G, el 21,25 % y GyP conservó el 15 %. En 2016 la empresa neuquina vendió el 5 % de sus derechos por lo que los porcentajes actuales de participación son: Total Austral, 45 %; Shell CAPSA, 22,5 %; O&G, 22,5 %; y GyP, 10 %. Se está ejecutando un proyecto piloto de producción sobre estos bloques, que totalizan una superficie de 463 km2, dirigidos a la formación Vaca Muerta.

Coirón Amargo Sur Oeste: en 2016 el bloque Coirón Amargo, en el que tenían participación las empresas GyP, la canadiense Madalena Austral, la argentina Roch S. A. y APCO (subsidiaria de la argentina Pluspetrol) fue dividido en tres: Coirón Amargo Sur Este (CASE), Coirón Amargo Norte (CAN) y Coirón Amargo Sur Oeste (CASO). O&G y APCO se asociaron con una participación similar, del 45 %, en el bloque Coirón Amargo Sur Oeste; el 10 % restante pertenece a GyP. O&G quedó a cargo de la operación. En abril de 2018 se concretó la adquisición de los activos de APCO por parte de la petrolera mexicana Vista Oil & Gas, que se convirtió en la quinta productora de petróleo del país. La empresa ingresó al joint venture conservando los mismos porcentajes. El bloque, de 294 km2 se encuentra en etapa de exploración, con objetivo Vaca Muerta.

Bajada de Añelo: en 2011 la UTE que operaba el bloque la conformaban YPF 70 %, GyP 15 % y Rovella Energía S. A. empresa constructora argentina 15 %. En 2014 YPF y su subsidiaria YSur adquirieron los derechos de GyP y Rovella Energía S. A., distribuyéndose la participación 85 % YPF e YSur el 15 % restante. En 2017 O&G ingresó a la asociación, adquirió el 50 % de la participación y opera el bloque; YPF detenta el 35 % y su subsidiaria, YSur, el 15 % restante. Shell se suma al proyecto piloto que está ejecutando en este bloque de 204 km2 que incluye la perforación de 150 pozos con objetivo a la formación Vaca Muerta.

¿Cambió de actitud ante el nuevo Gobierno?

Durante las presidencias de Néstor Kirchner (2003-2007) y Cristina Fernández de Kirchner (2007-2011 y 2011-2015) el entonces CEO de Shell CAPSA, Juan José Aranguren, se catapultó como uno de los principales críticos liberales de la política energética gubernamental. Con la llegada del empresario Mauricio Macri a la Casa Rosada, Aranguren fue nombrado ministro de Energía y Minería de la Nación, cartera a la que también ingresaron en cargos de jerarquía otros ex ejecutivos de empresas petroleras. El 15 de junio de 2018 Aranguren fue desplazado de ese ministerio y reemplazado por Javier Iguacel, quien en 2015 había renunciado a la vicepresidencia de Pluspetrol para iniciar su carrera política en Cambiemos.

Más que un cambio de actitud de la empresa, la política energética y decisiones como la importación de gasoil y gas que beneficiaron a empresas del holding Royal Dutch Shell plc. no solo generaron suspicacias sobre qué intereses defiende Aranguren desde la función pública sino además denuncias judiciales (entre ellas, por haber asumido como ministro siendo accionista de Royal Dutch Shel plc). Desde la cartera de Energía se implementaron políticas tendientes a la liberalización del sector: tarifas energéticas acopladas a las fluctuaciones del mercado, dolarización de los precios de la energía, flexibilización y precarización laboral, apertura de la exportación de hidrocarburos, entre otras.

¿Cambió el destino de sus inversiones?

En 1931, a menos de dos décadas de su desembarco en el país, la filial local del Shell se convirtió en una empresa integrada, con exploración y extracción de hidrocarburos en Comodoro Rivadavia, refinería en Dock Sud (provincia de Buenos Aires), planta de lubricantes en Barracas (ciudad de Buenos Aires), redes de transporte, plantas de almacenamiento y una extensa red estaciones de servicio. La presencia en los diferentes segmentos se extendió o contrajo a lo largo de las años, aunque mantuvo fuertes inversiones en refinería, comercialización de combustibles y lubricantes y transporte. En abril de 2018 Shell CAPSA vendió los activos de ese segmento a la empresa brasileña Raizen controlada por el Grupo Cosan y Shell; si bien en términos de Royal Dutch Shell plc, la compañía sigue presente en todos los eslabones de la cadena de producción, a partir de estos cambios la filial local se concentra en exploración y explotación. Aunque a nivel global es una de las principales comercializadoras de gas natural licuado (GNL) y postula al gas natural como combustible puente hacia el desarrollo de fuentes limpias, sus principales avances en la Cuenca Neuquina están orientados a la producción de shale oil: anunció a comienzos de 2018 que proyecta aumentar la producción a 40 mil en 2021, que actualmente no llega a 12 mil. Tampoco descarta avanzar sobre áreas offshore, donde la compañía tiene amplia experiencia internacional.

Conflictividad social

La población de las localidades que tenían como eje productivo la actividad frutihortícola y la ganadería, así como las familias campesinas y comunidades mapuche asentadas en parajes distantes de los centros urbanos, se cuentan entre los sectores más impactados por el proceso de transformación, que afecta su economía y vínculo con el territorio y aumenta la migración hacia centros urbanos en busca de oportunidades laborales.

Las familias campesinas afectadas por las operaciones de la compañía han negociado beneficios económicos o de otro tipo como la perforación de pozos de agua, extensión del tendido eléctrico hasta viviendas apartadas, etc., ante situaciones de conflicto.

En Bajada de Añelo el Gobierno de Neuquén autorizó el trazado de un oleoducto entre el bloque mencionado y una planta de tratamiento ubicada en el bloque Loma Campana. La obra afecta el territorio de la comunidad mapuche Campo Maripe, que no fue consultada previamente, lo que generó un conflicto que se saldó a través de un acuerdo económico entre la comunidad y la empresa. El arreglo fue presentado como una solución ejemplar por las autoridades neuquinas. Poco antes habían sido paralizadas obras de YPF en el mismo bloque. En ese caso la empresa pidió la intervención de Gendarmería Nacional para garantizar la continuidad de los trabajos.

También cabe señalar que la compañía realiza actividades extractivas en cercanías del Área Natural Protegida Auca Mahuida, en el bloque Águila Mora, y además tiene participación en Rincón La Ceniza, operado por Total Austral, que se encuentra en una situación similar. El área protegida en cuestión fue creada en 1996 con el objetivo de preservar la diversidad de especies de la estepa patagónica que han desaparecido o son muy raras de encontrar en otros sitios de la provincia. Existen varios además yacimientos arqueológicos, en los que se hallan petroglifos y pinturas rupestres, y el cerro Auca Mahuida tiene gran valor histórico y espiritual para el Pueblo Mapuche.

Fuentes:

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Información pública

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Corporativas

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