Vaca Muerta, la apuesta a generar más dólares

Los yacimientos no convencionales de Vaca Muerta ya comenzaron a mover el amperímetro de la producción de hidrocarburos. Según cifras oficiales, en lo que va de este año aportaron un volumen equivalente al 34% de la extracción total de gas natural y 10% de petróleo. En esta desértica y extensa formación geológica de 30.000 kilómetros cuadrados, ubicada en la cuenca neuquina, operan actualmente 31 equipos de perforación vertical (rigs) cuyas torres cuentan con rieles para ser desplazadas dentro de cada yacimiento y representan casi la mitad (46%) de los 67 que están trabajando en todas las cuencas del país. La trepanación de pozos exploratorios (pilotos) y para desarrollo masivo de la explotación, es el paso previo a una operación mucho más compleja como la fractura subterránea de roca (fracking) de baja permeabilidad, mediante múltiples "pozos horizontales" y paralelos a 2500/3200 metros de profundidad, monitoreo digitalizado y un costo promedio superior en más de cinco veces a los convencionales.

Si bien los datos del Ministerio de Energía marcan un fuerte incremento de la producción de shale (162% en gas y 54% en petróleo) frente a los bajos niveles del primer semestre de 2017, una prueba del potencial de Vaca Muerta es que los actuales volúmenes provienen de cinco áreas en desarrollo sobre un total de 30, ya que las otras 25 aún se encuentran en la etapa de piloto y "aprendizaje" geológico para determinar las fracturas horizontales más productivas.

El salto en shale gas se explica por la entrada en producción en 2018 del yacimiento Fortín de Piedra, de Tecpetrol, a partir de una inversión de US$2300 millones en dos años. De ese total, la compañía del grupo Techint ya desembolsó 1800 millones, parte de los cuales se destinaron a la instalación de una planta separadora de gas seco y combustibles líquidos asociados. Este acelerado ritmo de inversión permitió que la extracción de gas natural, inyectada en un gasoducto de 60 kilómetros tendido hasta Loma la Lata, pasara de 0 a 5 millones de metros cúbicos diarios en los primeros tres meses y a 11 millones en la actualidad. Para fin de año, la estimación se eleva a 13 millones de m3/día a través de 67 pozos horizontales, que por sí sólo equivaldrán al 10% de la producción nacional y al 30% del total de Vaca Muerta (incluyendo thigt gas, que se extrae de rocas arenosas y más permeables). Y hacia el final de 2019 se prevé producir 15 millones de m3/día con 350/370 pozos activos y más de 1150 fracturas.

El desarrollo masivo del proyecto creó 4500 empleos directos, de los cuales 1000 corresponden a trabajadores petroleros y otros 3500 a la construcción, una cifra que prácticamente se triplica en los indirectos a nivel regional y nacional. Este impacto obedece a la participación de nada menos que 1000 empresas de ingeniería y otros servicios (proveedores de compresores, grúas, agua y arenas de fractura, transporte, catering, seguridad, etc.). El presidente de Tecpetrol, Carlos Ormachea, explica que sólo la instalación de un amplio SUM y los módulos de vivienda con aire acondicionado para los operarios, ocupó el 100% de la capacidad instalada de la industria metalmecánica fuera de la provincia.

El yacimiento gasífero estrella es vecino al área petrolera Loma Campana, el desarrollo pionero de YPF asociada con Chevron, al que lo une un oleoducto. YPF tiene concesiones en 12.000 km² de Vaca Muerta, donde opera con 12 equipos de perforación, 632 pozos activos y emplea en forma directa a 470 personas con un promedio de edad de 32 años. Adicionalmente, opera 17 pilotos en distintos bloques. Es la única compañía con dos proyectos en etapa de desarrollo masivo (el otro es El Orejano, con Dow) y antes de fin de año se apresta a sumar dos más (La Amarga Chica y Bandurria Sur). Por su parte, Total aporta producción desde su yacimiento Aguada Pichana Este.

YPF ya lleva invertidos en cinco años unos US$8400 millones en Vaca Muerta junto con socios internacionales (Chevron, Dow, Equinor -ex Statoil-, Petronas, Total, Shell y Schlumberger. Su presidente, Miguel Gutiérrez, destaca además que el costo del desarrollo bajó 55% desde fines de 2015, en parte por la mejora de productividad que significó la adenda del convenio laboral con el gremio petrolero para los yacimientos no convencionales.

Sólo en Loma Campana, la compañía proyecta alcanzar para 2024 una base de 100.000 barriles diarios equivalentes de petróleo. Allí ya está en producción el primer pozo no convencional de la región con 3200 metros de desarrollo lateral, que equivale a toda la extensión de la avenida 9 de julio, desde Constitución hasta la avenida del Libertador. Fue perforado en sólo 37 días, a un costo de US$6 millones, el más bajo por fractura del país.

A medida que avanzan las inversiones en estos desarrollos, que entre 2014 y 2017 estuvieron condicionadas tanto por el desplome de los precios internacionales del petróleo como por los cambios en la política económica y energética, su impacto se hace sentir en la actividad económica de la región al igual que las necesidades de infraestructura física y de servicios. Por caso, la ruta asfaltada de 102 kilómetros que une Neuquén con Añelo (virtual "capital" de Vaca Muerta), está siendo ensanchada con dos carriles por mano. Y una empresa local -Ingeniería SIMA- construyó en esa localidad -que pasó de 2700 a 6000 habitantes en pocos años-, un centro comercial donde ya funcionan sucursales de Banco Galicia, Supermercados La Anónima y Garbarino, además de un complejo de viviendas con servicios hoteleros de estadía prolongada.

Con este marco, Neuquén fue sede días atrás del Foro de Líderes Empresariales del B20 en la Región Comahue y allí el ministro de Energía, Javier Iguacel, reforzó la apuesta oficial por Vaca Muerta.

En otras palabras, afirmó que los objetivos de mediano plazo no se limitan a recuperar en 2020 el superávit comercial energético perdido durante la era K, sino que apuntan a duplicar en cinco años la actual producción de petróleo y gas no convencional, alcanzar los 500.000 empleos (directos, indirectos y asociados) y convertir a VM en un polo exportador, que al cabo de ese período genere US$15.000 millones netos. Para ser más gráfico dijo que ese potencial significa "otro campo", al compararlo con las divisas genuinas de la exportación agrícola.

Como primer paso de esta estrategia, Iguacel dictó en la última semana la resolución que permitirá reanudar las exportaciones de gas natural a Chile después de 14 años. En realidad, se trata de los excedentes estacionales de producción local que no son consumidos en verano, ni pueden ser almacenados por la alta inversión que requiere una infraestructura subterránea. De ahí que se redujeron al mínimo los requisitos para autorizarlas. A la inversa, la Argentina debe importar gas (natural y licuado) para atender la mayor demanda invernal, con lo cual estas operaciones permitirán reducir parte del actual déficit comercial energético.

Sin embargo, la resolución incluye un amplio menú de contratos (a plazos inferiores o superiores a un año, en firme o interrumpibles), planeados para un futuro en que la oferta supere a la demanda. Mientras tanto se exigen dos condiciones: asegurar el abastecimiento interno y no computar las exportaciones en los volúmenes de producción que reciben incentivos oficiales de precios (a US$7,5 por millón de BTU con un sendero declinante). Paralelamente, se supone que estas exportaciones estivales competirán en precio con las licitaciones para comprar gas que proyecta Cammesa para bajar los costos de generación eléctrica.

A pesar de este atajo, los objetivos planteados por Iguacel para convertir a Vaca Muerta en exportador neto de hidrocarburos implican una vara muy alta: para generar esas divisas, antes será necesario que las 30 petroleras locales y extranjeras que operan en sus yacimientos, más las que puedan sumarse, aumenten significativamente sus inversiones anuales, mientras aún falta cubrir una brecha importante de infraestructura logística para bajar costos.

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