Energía: caída del precio del petróleo y pandemia, ¿cuál será el futuro de Vaca Muerta?

Responsables del 71% de la producción petrolera y del 69% de la producción gasífera de la provincia de Neuquén en 2019, los operadores de yacimientos no convencionales enfrentan el mayor desafío desde la puesta en marcha de sus proyectos en Vaca Muerta. El panorama del sector, golpeado por la fuerte caída del precio internacional del crudo, se deterioró con el prolongamiento de la cuarentena dispuesta por el Gobierno nacional debido a la pandemia del coronavirus. El descenso del consumo de combustibles se tradujo, a nivel interno, en una retracción del 70% en la demanda de naftas, del 50% de gasoil y del 90% de jet-fuels destinados al transporte aéreo. Si consideramos el breakeven –umbral de rentabilidad– de Vaca Muerta en 46,7 dólares por barril, basándonos en los cálculos del ingeniero Guillermo Hitters y de su colega Ruy Riavitz, está claro que la viabilidad de la explotación de esos recursos se ve seriamente afectada por el precio actual del crudo en el mercado mundial.

El notable crecimiento de la productividad de los pozos petroleros de Vaca Muerta había sido destacado en 2018 en un trabajo publicado por Hitters y Riavitz, quienes señalaban que se estaba produciendo “en los mismos niveles que los pozos de la cuenca más prolífica de los EE. UU”. Se referían a Premian, una de las grandes protagonistas de la revolución del shale en territorio estadounidense, y aclaraban que “esta paridad se alcanzó con pozos en promedio más cortos y con configuraciones de terminación menos agresivas en términos de espaciamiento de etapas de fractura”. Siempre apuntando a Vaca Muerta, los autores vislumbraban “la posibilidad, para el mediano o largo plazo, de tener costos de desarrollo menores que en los EE. UU”.

En lo que respecta a la calidad de la formación rocosa, en diálogo con DEF, Hitters precisó que Vaca Muerta es incluso mejor que Permian. Los parámetros para evaluar la productividad son dos: el contenido orgánico de la roca, conocido técnicamente como TOC (“carbón orgánico total”), y su volumen, que en el caso de Vaca Muerta presenta un espesor promedio de 250 a 400 metros, frente a los 170 metros de Permian. “El objetivo –explicó este experto– es tratar de que la mayor cantidad de roca esté fracturada, lo que se puede lograr ingresando con un pozo horizontal y espaciando las perforaciones. También se logra estimular la roca con una mayor cantidad de fluido de fractura, compuesto básicamente por agua y arena”.

Otra variable para lograr una mayor productividad es el largo de los pozos. En Permian, alcanzan en promedio entre 3000 y 4000 metros; mientras que en Loma Campana –bloque estrella de YPF en Vaca Muerta– se venía trabajando con pozos promedio de 2000 metros en su sección horizontal. Sin embargo, ya en 2019, YPF alcanzó un récord en el área Bandurria Sur, con un pozo que tuvo en su rama lateral una extensión de 3886 metros y que se puso en producción a fin de año. Superó, de ese modo, dos pozos que ExxonMobil había completado en el área Los Toldos 1 Sur y que habían alcanzado respectivamente 3362 y 3346 metros. En este contexto, tal como manifestaban Hitters y Riavitz en su estudio, “posiblemente para muchos pozos en Permian la productividad por metro haya llegado a su máximo”, mientras que “las empresas operadoras en Vaca Muerta tienen un buen margen para seguir optimizando tanto la perforación como la compleción de sus pozos y, muy pronto, probablemente sobrepasen las productividades obtenidas en Permian”.

“Una característica normal de un pozo no convencional es que, entre los primeros tres y seis meses, se produce el 80 por ciento del petróleo total que puede entregar y después comienza a declinar”, explicó Hitters, quien aclaró que, para mantener la producción, hay que seguir perforando nuevos pozos en cada área. En cuanto a los hidrocarburos producidos en Vaca Muerta, aclaró que allí existen “una ventana de petróleo, una de gas y una de gas húmedo o condensado”. Una de las ventajas de esta formación neuquina sería, entonces, su flexibilidad.

YPF, por ejemplo, apostó al shale oil en Loma Campana, área que opera en joint-venture con Chevron, y se asoció con la petroquímica Dow para explotar shale gas en El Orejano. Mientras tanto, tal como ilustró Hitters, “Techint siempre vio a Vaca Muerta como una gran oportunidad para integrarse verticalmente y producir su propio gas para poder utilizarlo en la producción de acero”. Esa fue la apuesta que Tecpetrol, subsidiaria del holding en el negocio hidrocarburífero, hizo al obtener la concesión del bloque Fortín de Piedra, que se convirtió en el principal productor de gas del país y llegó a alcanzar los 17 millones de metros cúbicos diarios a mediados de 2019, aunque luego redujo ese volumen hasta 9,7 millones de metros cúbicos diarios entregados en marzo pasado, antes del inicio de las medidas de distanciamiento social obligatorio decretadas por el Poder Ejecutivo.

El mayor inconveniente del gas de Vaca Muerta es la gran distancia entre las zonas de producción y los lugares de consumo, que incrementa los costos y exige infraestructura adicional con la que nuestro país no cuenta actualmente. Los dos proyectos que se están barajando son, por un lado, la construcción de una planta de licuefacción de gas; y, por el otro, un gasoducto que llegaría hasta San Nicolás y que –según propuso el actual titular de YPF, Guillermo Nielsen– podría extenderse luego hasta el sur de Brasil. “El proyecto del gas natural licuado tiene un capex [gasto de capital] muy alto y, además, es muy difícil salir a competir en ese mercado”, aclaró Hitters. Desde febrero del año pasado, a modo de experiencia piloto, se encuentra amarrada en Bahía Blanca la barcaza de licuefacción Tango FLNG, que ha permitido a YPF concretar sus cuatro primeras operaciones de exportación de gas natural licuado (GNL). La alternativa del gasoducto es, a priori, la más factible, pero la falta de financiamiento obligó a postergar en tres oportunidades la licitación, dos de ellas durante la gestión de Mauricio Macri y la última en el actual mandato de Alberto Fernández.

En cuanto al crudo de Vaca Muerta, el especialista consultado por DEF detalló que se trata de un “petróleo dulce, con poco contenido de azufre”, a diferencia del Escalante de la Cuenca del Golfo de San Jorge, que es más pesado. El inconveniente que presenta a las refinerías locales, con la excepción de la de YPF en Luján de Cuyo (Mendoza), es que no están preparadas para procesarlo, por lo que se necesitarían inversiones para adaptarlas. Además, aclaró Hitters, un tipo de hidrocarburo como el de Vaca Muerta modifica el mix de productos que se pueden obtener: “Cuanto más liviano es el petróleo, más se van los productos destilados hacia los combustibles livianos, como el GLP (gas licuado de petróleo) y las naftas, mientras que el gasoil y el jet-fuel son cortes más pesados”. Entre tanto, YPF y Vista Oil & Gas –la petrolera fundada y conducida por el ex-CEO de YPF, Miguel Galuccio– ya han concretado sus primeras exportaciones de petróleo neuquino producido allí.

La implementación del denominado “barril criollo” permite cierto alivio a las empresas operadoras, pero, aun así, subsisten las dudas sobre el ritmo de avance de las inversiones que habían sido anunciadas en la formación neuquina. “Hoy el gran miedo es que las empresas contratistas levanten sus equipos de Vaca Muerta y se los lleven a otros países”, alertó Guillermo Hitters, quien reconoció que “estamos frente a una crisis inédita, con una caída de la demanda jamás vista”. Sin embargo, advirtió, su mayor preocupación sigue siendo que “la Argentina no pierda la oportunidad histórica de recuperar cierto grado de independencia energética” y cuente con una estrategia a mediano plazo que permita sostener los proyectos productivos en una de las cuencas más promisorias del país en materia hidrocarburífera.

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