Vaca Muerta: cómo luce la joya energética argentina al lado de las grandes formaciones de su tipo en EEUU

“Argentina posee la más productiva operación de hidrocarburos de shale del mundo, de una enorme extensión. Vaca Muerta está todavía en su etapa infantil, pese a aportar una gran parte de la producción argentina. Con los incentivos adecuados, la producción puede acelerarse fácilmente, al menos en igual medida que el shale en EEUU”.

Tales algunas de las conclusiones de una exposición de Alexandre Ramos Peon, jefe de la división de investigación de shale de Rystad Energy, una consultora internacional, en el Argentina shale day que tuvo lugar en Houston, Texas, en septiembre pasado, y a cuya presentación completa, con datos y gráficos que muestran el gran desempeño de Vaca Muerta, en algunos índices incluso superior al de Permian, la formación más grande y núcleo de la revolución shale que borró la dependencia energética de EEUU.

“Permian” y otras formaciones de su tipo convirtieron a EEUU en un gran exportador mundial, en particular de Gas Natural Licuado (GNL), un producto y un mercado que ya venía creciendo y explotó tras la invasión rusa y la guerra en Ucrania, que hizo ver a los países europeos que no podían depender tanto del gas que le proveía (y en buena medida aún le provee) el régimen autocrático de Vladimir Putin.

A diferencia de los yacimientos convencionales, que tienen una suerte de “tapa” que es necesario perforar para extraer los hidrocarburos, el petróleo y el gas “shale” (en español, arcilla o esquisto) están atrapados en formaciones geológicas que es necesario fracturar para que por sus poros y grietas comiencen a aflorar los hidrocarburos. Como formación geológica de la era jurásica, Vaca Muerta fue descubierta y descripta en 1931 por Charles Edwin Weaver, un geólogo y paleontólogo norteamericano que se afincó en la Argentina y enseñó en la Universidad de Mendoza. Pero recién a fines del siglo XX, más precisamente en 1998, cuando con la aplicación de la tecnología de “fractura hidráulica” (fracking) George Mitchell, un empresario de ascendencia griega, logró la viabilidad comercial del método en la formación Barness, nació en EEUU el negocio del shale, luego extendido a otras partes del mundo.

Infobae accedió a los datos y gráficos de la presentación de Ramos Peon en el evento en Houston, al que asistieron actores centrales del mercado petrolero argentino, como Horacio Marín, el presidente de YPF, y Martín Bulgheroni, de Pan American Energy (PAE).

“Los planes de infraestructura son suficientes y necesarios para sostener una producción de más de un millón de barriles de petróleo por día y el gas argentino es competitivo y está bien posicionado para aportar al abastecimiento de GNL de Asia y Europa. Los equipos de perforación y terminación de trabajos probablemente se vuelvan cada vez más disponibles a medida que el negocio en EEUU madure”, señaló Ramos Peon.

Los datos y gráficos de la presentación son elocuentes y muestran a Vaca Muerta a la altura de las grandes formaciones de shale en EEUU, superior a las formaciones shale Bakken y Eagle Ford, aunque debido a la mayor cantidad de áreas hacen que en “recursos” de shale por país EEUU aventaje largamente a la Argentina (que queda en segundo lugar), Canadá, Australia, China y Arabia Saudita.

Además, para ver la evolución de su productividad, Ramos Peon tomó como referencia inicial en las formaciones shale el año en que, en cada caso, alcanzaron una producción de 100.000 barriles diarios de petróleo, algo que en Bakken sucedió en 2008, en Permian Delaware y Eagle Ford en 2011, en Permian Midland en 2013 y en Vaca Muerta recién en 2018.

Allí, el estudio del experto muestra que la evolución del desempeño de Vaca Muerta es superior al de sus pares de EEUU en dos métricas: la producción por cada 1.000 metros de perforación lateral y la producción acumulada en los 24 meses posteriores al haber llegado a los 100.000 barriles diarios (ver abajo).

Además, Ramos Peon muestra que el precio break even (esto es, aquel a partir del cual una actividad cubre los costos y empieza a ser rentable) de las operaciones petroleras en Vaca Muerta, a cerca de USD 40 por barril de petróleo, es más bajo que en sus pares de EEUU. Con el precio internacional del petróleo en torno de los USD 70 el barril (un poco más en el caso del Brent, un poco menos en el del WTI), el gráfico muestra la amplia zona de rentabilidad de Vaca Muerta, a pesar de que, debido a la actual política cambiaria, los costos en dólares de las operaciones pueden haber desplazado levemente hacia arriba el break even en Vaca Muerta.

Por último, el trabajo de Ramos Peon muestra y proyecta también la producción y demanda local de gas en la Argentina, para mostrar que ya en 2025 la producción total satisfaría la demanda local y en los años siguientes la superaría largamente, dejando un amplio margen para las exportaciones vía gasoductos a los países vecinos y vía Gas Natural Licuado (GNL) y barcos metaneros a los mercados europeo y asiático a partir de una capacidad excedente de unas 20 millones de toneladas anuales de GNL.

De todos modos, tanto los datos como la acción de las empresas dejan en claro que, aunque según la investigación original del gobierno de EEUU, Vaca Muerta es la segunda formación mundial de gas y la cuarta de petróleo no convencionales, el dinamismo exportador, la rentabilidad y las inversiones más seguras están hoy del lado del petróleo.

“Vaca Muerta es un gran reservorio de gas, pero el negocio y la rentabilidad es más clara en el caso del petróleo. En el gas se requieren inversiones mucho más grandes, los precios no están tan claros como en el petróleo y la llegada de Donald Trump en EEUU puede cambiar el panorama actual. Él está muy a favor de aumentar la producción de hidrocarburos, con lo cual se alargaría la “transición energética” y el gas podría perder algo de centralidad como combustible de transición. Además, Trump va a presionar a la Unión Europea para que le compren más gas a EEUU. Y si EEUU aumenta mucho la producción, puede haber sobreoferta y caída del precio”, dijo a Infobae Alejandro Einstoss, economista especializado en energía y miembro del Instituto Argentina de la Energía General Mosconi.

De hecho, como advirtió Einstoss, el viernes Trump advirtió a la Unión Europea que debe comprometerse a comprar gas y petróleo de EEUU “a gran escala” o afrontará un aumento de tarifas. “Les dije a los europeos que deben compensar el tremendo déficit que tenemos con ellos con grandes compras de nuestro gas y petróleo, dijo Trump en su propia red socia. “De otro modo, Tarifas!!”, cerró su advertencia. La presidente de la CE; Úrsula von der Leyen ya había dicho que la UE compraría más GNL EEUU y reconocido que aún compra bastante gas a Rusia. EEUU es el principal proveedor y provee 48% de las compras europeas de GNL, el triple que el 16% que aún explica Rusia. Florence Schmit, estratega de inversiones de Rabobank, le dijo a Financial Times que para comprarle gas a EEUU la Unión Europea va a tener que pagar más caro que los importadores asiáticos y que además EEUU no tiene asegurada capacidad para aumentar su oferta.

En cuanto a las posibilidades de la Argentina el petrofísico Juan Carlos Glorioso, quien durante décadas fue subdirector de Auditoría de Reservas de Repsol YPF y realizó estudios en Abu Dhabi estudios para Ryder Scott, una de las 4 grandes auditoras internacionales de reservas, señaló que respecto del gas los proyectos actuales son ambiciosos. “Demandarían 100 billones de pies cúbicos entre consumo interno y exportaciones durante 25 años, cuando hoy de las tablas de la Secretaría de Energía se deduce que Vaca Muerta solo tiene 46 billones. Pero la buena noticia es que esa estimación no incluye los recursos prospectivos. Y todos pronosticamos que no habría problemas de falta de recursos”.

En tanto, en una presentación ante el Grupo Antropoceno, el gerente general de Capex, Adolfo Storni, se mostró muy optimista sobre el panorama de exportaciones de petróleo y gas, señaló que para aumentar la dotación de capital y el número de operaciones y productividad en Vaca Muerta sería clave eliminar los aranceles a la importación de equipos de fractura (fracking) y terminación usados en EEUU, algo que también subrayó Ramos Peon en Houston.

De todos modos, Storni marcó las diferencias de escala al señalar que en un sobrevuelo en helicóptero sobre las formaciones shale en EEUU pudo observar una operación al lado de otra durante más de 30 minutos, mientras en Vaca Muerta las operaciones son más espaciadas, entre otras razones, por relativa escasez de equipos. La joya energética argentina, precisó, produce unos 400.000 barriles diarios de petróleo (de los 700.000 en total que produce la Argentina), contra 6 millones de la formación Permian en EEUU, unas 15 veces más.

Luciano Fucello, Country Manager de NCS Multistage y presidente de la Fundación Contactos Energéticos, reconoció que falta equipamiento “principalmente equipos de perforación y sets de fractura. En 2017 -recordó- hubo un decreto que permitió traer al país equipamiento usado.

“Las condiciones eran otras. Vaca Muerta recién estaba arrancando y eso permitió darle un impulso que antes no tenia. Fue muy bueno: se trajo un montón de equipamiento, que pagaba aranceles menores, por ser usados y disponibles a un costo mucho menor. Hoy es diferente: Vaca Muerta es una realidad sólida y está creciendo. El pedido de las empresas de servicios es el levantamiento del cepo, porque no está garantizado que se puedan repatriar las inversiones en equipos. Y se está pidiendo una especie de RIGI para empresas de servicios, por montos menores. Un equipo de perforación cuesta USD 50 millones, es un montón, pero no llega a los USD 200 millones que es el umbral del RIGI”, explicó a Infobae.

El experto describió la situación en materia de equipamiento con algunos datos. Hoy -precisó- “hay 34 equipos de perforación en Vaca Muerta, se espera que en 2025 entren en funcionamiento 4 equipos nuevos y que Vaca Muerta produzca entre 1 y 1,2 millones de barriles diarios hacia 2030 se necesitarán 50 equipos de perforación.

“En mi opinión, cuando se libere el cepo van a venir más empresas de servicios del exterior a competir con las que ya están”, dijo Fucello. Es cierto, reconoció, que en EEUU hay muchos equipos en desuso, debido a la madurez de las explotaciones, “pero hay que tener en cuenta que en 2027 se vencen los contratos de los sets de fractura y todo apunta para el lado de la electrificación. Hay que ver qué hacen las empresas: si traen equipos viejos o equipos nuevos y electrificados cuando venzan los contratos de sets de fractura: tal vez quieran equipos nuevos, electrificados o a gas, de tecnología no diésel. Hoy un equipo de fractura consume 11.000 litros de gasoil en una hora y media. Multiplicá eso por 10 / 12 sets que andan dando vuelta y por las 24 horas, es una bestialidad.

“Por cuestiones de costo y disponibilidad de gas y también por sustentabilidad ambiental -concluyó Fucello- la demanda de equipos tal vez vaya para ese lado, a un equipamiento más avanzado”.

Lo cierto es que para seguir aumentando las exportaciones de petróleo, las siete principales petroleras del país ya acordaron el inicio de una obra de USD 3.000 millones, el oleoducto Vaca Muerta Sur, una iniciativa ya ingresada al Régimen de Incentivos para Grandes Inversiones (RIGI).

En el caso del gas, el ambicioso preacuerdo de YPF con Petronas, la petrolera malaya, fue reemplazado por un Project Development Agreement (PDA) con Shell para avanzar en el desarrollo de la primera fase del proyecto Argentina LNG. Se trata de inversiones muy grandes, por la suma de gasoductos, puerto y, en particular, la construcción de una costosísima planta de licuefacción en Río Negro.

Por ahora, el proyecto más concreto para exportar GNL es el que anudó Pan American Energy con la noruega Golar y al que se sumaron YPF y Harbour Energy. Se trata de otra inversión de magnitud, unos USD 3.000 millones a lo largo de los próximos diez años, para exportar GNL mediante el uso de dos buques flotantes de licuefacción en el Golfo San Matías, con una capacidad cercana a los 2,5 millones de toneladas anuales de GNL (equivalente a 11,5 millones de metros cúbicos por día).

Además de la competencia directa de EEUU, allí también influirá la incipiente inserción mexicana, que en septiembre realizó su primera exportación de GNL. Según un informe del Energy Analytics Institute de EEUU, el hito posiciona a México como potencial proveedor internacional a partir del gas de EEUU.

El primer cargamento, unos 70.000 m3 de GNL, salió de la planta Fast LNG (FLNG), en el estado de Tamaulipas, hacia Europa. Además, el proyecto contempla una segunda fase, la construcción de FLNG 2, para duplicar la capacidad de exportación y atender la demanda de los mercados asiáticos sin pasar por el Canal de Panamá. En suma, se trata de otro potencial competidor del GNL argentino en los mercados internacionales.

Por cierto, la Argentina y Vaca Muerta tienen con qué jugar ese partido. Los anuncios e inversiones lo evidencian. Uno de ellos, visible en Puerto Madero, en el edificio central de YPF, es el Real Time Intelligence Center (RTIC) recientemente inaugurado y mostrado por el propio Marín, presidente de la principal petrolera argentina, que permite seguir al instante, vía los satélites de Starlink, la red de Elon Musk, lo que sucede en cada una de las operaciones de la petrolera de mayoría estatal en Vaca Muerta, en sus perforaciones verticales y laterales en las profundidades de la Cuenca Neuquina.

Desde 2003, la Cuenca Neuquina, donde está el corazón de Vaca Muerta, ha logrado compensar la declinación de la producción en los demás cuencas de hidrocarburos de la Argentina, a punto que recientemente, sumando todas las cuencas y formas de extracción, el país logró recuperar los niveles de producción petrolera de hace 20 años. En reservas sucede algo parecido, aunque allí, tanto en petróleo como en gas (ver arriba), la generosidad de Vaca Muerta más que compensa la declinación de las otras cuencas y es la promesa más segura del futuro exportador energético de la Argentina.