En los casi 1.200 pozos de Vaca Muerta se producen diariamente alrededor de 35 millones de barriles de petróleo y 5 millones de metros cúbicos de gas natural. Cifras marginales en comparación con lo que especialistas y actores del sector especulan que se podrán extraer del yacimiento cuando logre su desarrollo pleno, aunque significativamente superiores a las que se registraban hace algunos años. No obstante, la foto actual de Vaca Muerta es todavía hoy la de una gran cantidad de áreas con resultados muy positivos, aunque en su fase inicial de exploración. Por eso la convocatoria reciente del ministro de Energía y Minería, Juan José Aranguren, a que los empresarios aceleren sus procesos de inversión y por eso también el entusiasmo que despertó la serie de anuncios que grandes firmas del mercado lanzaron en conjunto con el Gobierno Nacional y el de Neuquén en los últimos meses.
Los anuncios
En primer lugar, fue la firma a fines de enero de un acuerdo multipartito entre el Ministerio de Energía y Minería, el gobierno neuquino, las operadoras del sector y los gremios, que implicó la extensión de precios estímulo para el gas, la firma de una adenda al convenio colectivo de trabajo en el sector y un compromiso de inversión de US$ 5.000 M por parte de las empresas, entre otros puntos.
Luego, le siguió el anuncio a principios de marzo de la asociación de Shell con YPF para explotar el área Bajada de Añelo, lo que demandará una inversión de US$ 300 M que correrá por parte de la petrolera angloholandesa. También a principios de este mes, el Gobierno extendió virtualmente a través de la Resolución 46/17 el Plan Gas que vencía a fines de 2018, al establecer un precio estímulo de US$ 7,5 por millón de BTU para el gas producido en Vaca Muerta, aunque con un sendero de reducción de ese valor a US$ 6 por millón de BTU hacia 2021.
Asimismo, el CEO de YPF, Miguel Gutiérrez, informó que la compañía logró reducir el costo de perforación promedio de un pozo en Vaca Muerta a US$ 8 M, apenas un millón y medio más que en el yacimiento estadounidense de referencia Eagle Ford, y de 40 a 15 los días que necesita un equipo para perforar un nuevo pozo. La mejora en la productividad permitió también bajar a menos de US$ 40 por barril el punto de equilibrio por encima del cual se obtienen ganancias, y hace dos semanas, el CEO de YPF, Ricardo Darré, y el CFO de la petrolera, Daniel González, completaron la seguidilla optimista de la petrolera nacional asegurando en una conversación con inversores que se lanzarán a lo largo de este año diez nuevos planes piloto de exploración no convencional en Vaca Muerta.
Así todo, el anuncio más significativo llegó el viernes pasado, tras una reunión entre el presidente Mauricio Macri, el ministro Aranguren, el CEO de Techint, Paolo Rocca, y su par de Tecpetrol, Carlos Ormachea, que anunciaron una inversión de US$ 2.300 M para perforar 150 pozos en los próximos tres años en el área gasífera Fortín de Piedra, con vistas a alcanzar una producción que supere los 10 millones de metros cúbicos por día.
El mapa de Vaca Muerta
La imagen que proyecta hoy Vaca Muerta es de transición, coinciden los especialistas consultados para esta nota. Las expectativas son elevadas y si se continúa en el sendero de los últimos meses, su cristalización en resultados concretos no debería demorarse más que lo natural para este tipo de inversiones, que de por sí son de largo plazo.
“Hay varios pozos que se han perforado que son realmente muy buenos. Hay muchas áreas con buenos resultados”, remarca Daniel Gerold, uno de los especialistas más valorados del sector, en una entrevista que acompaña esta edición.
Entre las principales, se destacan Loma Campana, que operan YPF y Total; Cruz de Lorena y Sierras Blancas, dos áreas que explota Shell en conjunto con Medanito y G&P; El Orejano (YPF y Dow); Aguada Pichana (YPF, Total, PAE y Wintershall) y Rincón la Ceniza (Total y G&P). Además, también vienen arrojando buenos resultados Rincón del Mangrullo (Loma La Lata), operada por YPF y Pampa Energía; Lindero Atravesado y Bandurria (ambos joint venture entre YPF y PAE), La Escalonada (Total, Shell y G&P); Bajo del Choique (Exxon y G&P); Fortín de Piedra (Tecpetrol).
Tight gas, la estrella
Los mejores resultados (y por ende, las mayores expectativas), se dan en gas antes que en petróleo. La extracción de shale y tight gas en la cuenca neuquina de manera agregada ya explica 39% de la producción del combustible en Neuquén ?provincia gasífera del país por excelencia? y 23% del total a nivel país. La producción gasífera volvió a crecer en 2016, como lo viene haciendo desde 2013, en 4,9%. Mientras tanto, la extracción de petróleo cayó 4,2% el año pasado, su peor marca en cinco años y el decimoquinto año consecutivo de evolución negativa.
A su vez, de los casi 1.200 pozos que se han perforado, la mayoría (680) son de gas natural y de estos, 83% son de tight, según Roberto Carnicer, presidente de la consultora Hub Energía. “La extracción en tight tiene un costo menor al shale y los resultados han manifestado una productividad destacada”, explica.
Mientras la cantidad de pozos de gas y petróleo en conjunto perforados por año creció de 286 a 337 entre 2014 y 2015 para luego caer a 268 en 2016, la de gas únicamente no ha parado de aumentar, de 128 (45% del total) en 2014 a 191 (71%) en 2016.
