Vaca Muerta vs. Permian: por qué perforar en la Argentina cuesta un 35% más caro que en Estados Unidos
Un informe técnico que llegó a manos del secretario coordinador de Energía cuantifica por primera vez la diferencia: logística, impuestos, personal y escala son los factores que encarecen las operaciones en la Patagonia respecto de la principal cuenca petrolera de Estados Unidos
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LA NACIONSofía Diamante
Alrededor de 300 camiones cargados con 40 toneladas de arena cada uno recorren todos los días los 1200 kilómetros que separan Entre Ríos de Vaca Muerta. Ese tránsito, casi invisible para quien no está en el negocio, resume buena parte de un problema que preocupa a toda la industria petrolera: producir petróleo en la Argentina todavía cuesta un 38% más que hacerlo en el Permian, la cuenca no convencional que lidera la producción mundial en Estados Unidos.
La brecha no es un dato menor para un país que depende cada vez más de Vaca Muerta: la cuenca neuquina ya representa el 67% de la producción de petróleo y el 60% de la de gas del país, con 900.000 barriles diarios y 160 millones de metros cúbicos por día, respectivamente. Un informe técnico que circuló entre las empresas y llegó a manos del secretario coordinador de Energía y Minería, Daniel González, identificó cuatro factores estructurales detrás de esa diferencia de costos: escala y competencia, logística, carga tributaria y personal.
La discusión llega en un momento delicado para el negocio. El barril de petróleo cotiza hoy en torno a US$70, lejos del pico de US$118 que había tocado tras el estallido de la guerra en Medio Oriente, y las proyecciones para los próximos años lo ubican más cerca de US$60. Con precios internacionales más bajos, la rentabilidad de cada pozo depende cada vez más de la capacidad de la industria para recortar costos.
El de la escala es el más difícil de resolver en el corto plazo. Estados Unidos produce 13,5 millones de barriles diarios, de los cuales casi 9 millones provienen de cuencas no convencionales. El mercado argentino, mucho más chico, obliga a importar buena parte de los equipos y productos químicos, y los pocos proveedores locales operan con menos presión competitiva, lo que empuja los precios hacia arriba.
Nada ilustra mejor ese problema que la arena, un insumo clave para la producción no convencional. La técnica consiste en fracturar la roca con agua inyectada a alta presión y, junto con ella, arena, que actúa como sostén para mantener abiertas las fisuras por donde luego fluyen el petróleo y el gas. Un pozo típico necesita unas 15.000 toneladas de arena, lo que equivale a unos 375 camiones, a razón de 40 toneladas cada uno. En total, la industria consume más de 5,5 millones de toneladas al año, y la mayor parte se extrae de Entre Ríos, a 1200 kilómetros de los yacimientos neuquinos.
Ese recorrido se hace casi exclusivamente en camión, porque Vaca Muerta no cuenta con la infraestructura ferroviaria que sí tiene el Permian. El resultado es una tonelada de arena puesta en el pozo a entre US$120 y US$140, contra apenas US$30 o US$40 en Estados Unidos. Cada flete cuesta unos US$2304, un valor comparable al de un envío marítimo entre China y Buenos Aires, y equivale a 4,8 centavos de dólar por tonelada y por kilómetro, según cálculos de Bruno Agosta, de la consultora AC&A. Si se suman los daños a la infraestructura vial y los accidentes que no se contabilizan en ese costo directo, la cifra real treparía a 8,85 centavos.
En el sector calculan que una alternativa ferroviaria podría bajar ese costo a 3,9 centavos por tonelada y kilómetro —o hasta 4,5 centavos si se incluye una recomposición agresiva de la infraestructura— y evitaría además el desgaste de las rutas, los pinchazos de neumáticos y los reclamos de los gobernadores por el estado de los caminos. También se evalúa una barcaza que una Entre Ríos con Bahía Blanca. Por ahora, sin embargo, el margen de esa cadena logística sigue en manos de los transportistas.
A la logística se suma la carga tributaria. En Estados Unidos, todos los equipos de petróleo y gas están exentos de impuestos. En la Argentina, solo las plataformas de perforación gozan de ese beneficio, mientras el resto tributa al 14%, a lo que se agregan impuestos sobre las ventas de entre el 1,2% y el 3% sobre los costos operativos y cargas adicionales sobre el gasoil industrial. El Gobierno amplió el Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI) para incluir la perforación y producción de petróleo y gas, en parte para aliviar esa presión.
El otro factor es el personal. Las cuadrillas en Vaca Muerta necesitan entre un 5% y un 50% más de trabajadores que sus equivalentes en el Permian, por convenios colectivos con turnos más extensos y estándares locales que exigen más gente para las mismas tareas, a lo que se suman los gastos de alojamiento y transporte en locaciones remotas de la Patagonia.
La escasa competencia entre las compañías de servicios agrava el cuadro. “Son cuatro o cinco empresas las que concentran el 80% del mercado de servicios, contra 24 en el Permian”, señaló Fausto Caretta, de Pan American Energy (PAE), durante un evento organizado por S&P Global. Esa falta de oferta, explicó, es una de las razones por las que los precios no terminan de bajar.
Pese a la brecha de costos, el interés internacional por la cuenca no se detiene. Continental Resources, la petrolera fundada por el magnate estadounidense Harold Hamm —pionero del desarrollo no convencional en Estados Unidos, con una fortuna estimada por Bloomberg en US$12.000 millones—, se asoció meses atrás con Pan American Energy (PAE) en cuatro bloques de Vaca Muerta, luego de comprar activos que Pluspetrol había heredado de ExxonMobil.
Tras su llegada, representantes de otras petroleras independientes estadounidenses —Devon, Double Eagle, EOG, Formentera y Diamondback— visitaron el país para evaluar oportunidades.
Para sostener ese apetito y llegar a la meta de 1,5 millones de barriles diarios en 2030, la inversión anual en Vaca Muerta debería pasar de entre US$8000 y US$10.000 millones actuales a entre US$20.000 y US$25.000 millones, calculó Ricardo Ferreiro, presidente de Exploración y Producción de Tecpetrol.
La razón es la propia naturaleza del no convencional: mientras un yacimiento convencional declina entre 10% y 20% al año, uno no convencional lo hace entre 45% y 60%, lo que obliga a perforar de manera constante solo para sostener el nivel de producción. “La roca es competitiva. Pero se necesitan más taladros, más infraestructura, más compañías de servicio. Más competencia para bajar los precios”, resumió Ferreiro. La geología de Vaca Muerta, coinciden en la industria, ya no es la discusión: el desafío pasa por resolver los costos que rodean al pozo.
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