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Este año se perforarán en Vaca Muerta alrededor de 120 pozos horizontales, con una inversión que rondará los u$s 2.500 millones. Son cifras que están todavía muy lejos de las que imagina el Gobierno nacional, que espera desembolsos por más de u$s 15.000 millones anuales a partir de 2019. Los números de YPF, la mayor petrolera del país y la que más acreaje posee sobre el play no convencional de la cuenca neuquina, sugieren la cautela.
Daniel González, CFO de la compañía, precisó la semana pasada en conferencia con inversores que el Capex presupuestado para 2018 se ubicará en torno a los u$s 4.000 millones, prácticamente en la misma línea que 2017 (u$s 3.900 millones). Es decir, la petrolera controlada por el Estado no espera un salto significativo en el nivel de actividad de Vaca Muerta. Sí está avanzando en la incorporación de socios en sus campos no convencionales.
En la primera mitad del año firmó acuerdos (joint ventures, en inglés) con Shell y Schlumberger para las áreas Bajada de Añelo y Badurria Sur, respectivamente.
"En los que resta del año apuntamos a cerrar al menos dos acuerdos más", precisó González, uno de los directivos con mayor ascendencia en la gestión cotidiana de la empresa.
Pese al deseo de la política neuquina, Vaca Muerta sigue transitando la fase inicial de su explotación. Para materializar un desarrollo a gran escala habrá que esperar, en el mejor de los casos, dos o tres años más, coinciden en la industria.
En el período 2017-2018, YPF planificó la consolidación de 18 proyectos en Vaca Muerta, la mayoría de ellos (12) todavía en instancia piloto. La compañía está empezando a perforar campos como Bandurria Sur, Rincón del Mangrullo, La Ribera y Aguada de la Arena, entre otros, para testear su comportamiento. Recién en 2019 prevé incrementar de forma considerable la actividad con 17 proyectos en desarrollo comercial, tres veces más que en la actualidad.
La dinámica se repite en el caso de las petroleras privadas con intereses en Neuquén: la anglo-holandesa Shell, la norteamericana ExxonMobil, que en Vaca Muerta opera a través de XTO Energy, una de las petroleras con mayor know how no convencional de los Estados Unidos; y la alemana Wintershall, subsidiaria del gigante petroquímica BASF, están en fase de proyectos pilotos. En los tres casos, su nivel de inversión en Vaca Muerta oscila entre u$s 80 y u$s 160 millones, cifras aún muy modestas si se trata de pensar en una explotación a gran escala.
En términos concretos, la confianza en Vaca Muerta está hoy apuntalada fundamentalmente por tres de aspectos. En primer lugar, la centralidad que adquirió para YPF la producción de shale oil, tal como se conoce en la jerga petrolera al petróleo no convencional. Loma Campana, el mayor desarrollo en Vaca Muerta, produjo una media de 4725 metros cúbicos diarios (m3/d) de crudo durante julio. La cifra representa un 6,75% de la producción de petróleo a nivel nacional, según datos del Instituto Argentino del Petróleo y el Gas (IAPG). El área explotada en forma conjunta con Chevron es, hoy, el mayor yacimiento de petróleo de YPF, desplazando a campos convencionales maduros como Chihuido de la Sierra Negra, Los Perales y Puesto Hernández, cuyos costos asociados a la inyección y al manejo de agua son más elevados que los de Loma Campana.
"El costo promedio de un pozo en ese campo es de u$s 8,2 millones. Esperamos una baja para los próximos meses", apuntó González.
La petrolera que preside Miguel Ángel Gutiérrez está ganando eficiencia en el play no convencional a partir de un mejor diseño de los pozos. Durante el segundo trimestre, la compañía perforó por primera vez de forma sucesiva dos pozos con una extensión lateral de más de 2.500 metros en Loma Campana y empezó a perforar pads con seis pozos en línea (antes eran de cuatro), lo que permitió abaratar la logística de equipos e insumos utilizados durante estimulación hidráulica (fracking) de los pozos. "En El Orejano (el principal campo de shale gas de YPF en asociación con Dow Chemical), se perforó, en menos de 28 días, uno de los pozos con mayor extensión lateral (2.715 metros) de Vaca Muerta", detallaron desde la petrolera. ExxonMobil está terminando uno de 3.000 metros de rama horizontal en el área Los Toldos 1.
En segundo lugar, la decisión de Tecpetrol, brazo petrolero del grupo Techint, de desembolsar u$s 2.300 millones en los próximos tres años para producir shale gas en el campo Fortín de Piedra sacudió la agenda hidrocarburífera vernácula. Es que el de Tecpetrol, una operadora que hasta ahora integra el segundo lote entre los productores locales, es el mayor proyecto en marcha en Vaca Muerta.
La compañía del holding que lidera Paolo Rocca está perforando con cinco equipos de perforación (prevé sumar un sexto antes de marzo de 2018) y desembolsará u$s 600 millones este año en Vaca Muerta. No hay otro proyecto que concentre por sí solo ese nivel de inversión.
"Si Tecpetrol demuestra ser exitoso en la ejecución de un proyecto tan ambicioso seguramente generará mucha confianza en el potencial de Vaca Muerta. La petrolera pasó de 0 a 100 en apenas unos meses. Pasará de operar con un equipo en marzo de este año a cerrar 2017 con cinco rigs activos", analizaron allegados al Ministerio de Energía, que dirige Juan José Aranguren.
El tercer punto que mantiene viva la agenda de Vaca Muerta es el interés que sigue despertando el play entre inversores internacionales. Desde la petrolera Sinopec, el mayor productor de petróleo no convencional de China, confirmaron a El Cronista que la empresa quiere desembarcar en Vaca Muerta. Mantiene conversaciones para asociarse con Gas & Petróleo, la petrolera provincial de Neuquén, y con otros jugadores privados como Pluspetrol. También la norteamericana ConocoPhilips, uno de los grandes animadores de la industria petrolera de los Estados Unidos, envió una comitiva a la Argentina en las últimas semanas para evaluar activos en Neuquén. La compañía podría participar de la licitación de seis áreas sobre la ventana de gas seco de Vaca Muerta que está realizando G&P. Las ofertas por esos campos se concretarán en las próximas semanas.
La inversión en Vaca Muerta, señalada por el Departamento de Estado de de los Estados Unidos (DOE, por sus siglas en inglés) como la formación no convencional con más recursos de gas del planeta, va camino a crecer en 2018. Podría trepar hasta los u$s 3.500 millones el año que viene, según cálculos del sector.
Para incentivar la llegada de nuevos jugadores al play neuquino será clave ver qué sucede con el programa de subsidios a la producción local de gas conocido como Plan Gas en la industria, que expira el 31 de diciembre de este año. El tema tiene escasa cobertura en la agenda mediática, pero para las petroleras es central y determinará, en gran medida, que sucederá con la inversión en gas durante 2018.
La iniciativa contempla el pago de u$s 7,50 por millón de BTU (unidad de medida) de gas para los productores que incrementen su oferta del hidrocarburo, tanto convencional como de arenas compactas de baja permeabilidad (tight gas) y de Vaca Muerta (shale gas).
La cartera que dirige Araguren trabaja en una iniciativa para mantener un esquema de incentivos a la producción, pero la letra chica de ese texto permanece bajo siete llaves. Tal como hoy está redactado, el Plan Gas requiere subsidios anuales por alrededor de u$s 1.500 millones, un gasto demasiado caro a las proclamas austeras del ministro de Hacienda, Nicolás Dujovne.
"Se descuenta que el texto final del nuevo plan surgirá después de una fuerte negociación que se dará en el seno del gabinete económico. La inversión en Vaca Muerta dependerá, en buena medida, de cómo se salde esa discusión", advirtió el presidente de una petrolera.
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