No hay visita oficial de altos funcionarios del Gobierno nacional o encuentro con mandatarios y empresarios del exterior en los que no esté presente, implícita o explícitamente, Vaca Muerta. El último anuncio ocurrió a fines de enero en Davos, cuando Total anunció al ministro de Producción, Francisco Cabrera, US$500 millones de inversión para no convencionales.

En verdad, desde que un informe del Departamento de Energía de Estados Unidos determinó en 2013 que la formación patagónica podría contener la segunda reserva mundial técnicamente recuperable de shale gas y la cuarta de petróleo, todas las miradas en el sector se dirigen hacia allí. En los últimos años, YPF pero también otros grandes jugadores a nivel internacional, tomaron concesiones e iniciaron la exploración, y en alguna medida la producción, en la zona.

En la industria de hidrocarburos los términos de la ecuación económica incluyen, en primer lugar, la existencia de los recursos, pero también la profundidad y dificultad para extraerlos, los costos de producción, los precios de mercado, y además, el tiempo que lleva transformar los recursos existentes en reservadas probadas y económicamente rentables. En eso estamos en Vaca Muerta.

En los últimos meses parece haber un punto de inflexión que alienta las esperanzas cifradas en esta formación. Según nuevos estudios, habría evidencia de que algunos de los bloques actualmente en exploración de shale gas (gas de esquistos) y tight gas (arenas compactas) son de clase mundial y tienen un potencial equiparable con algunos de los más productivos de Estados Unidos, el país donde más se desarrolló la tecnología del fracking y la perforación de la roca madre.

Un reciente informe de la consultora IHS Markit sobre Vaca Muerta señala que “podría generar aproximadamente 560.000 barriles diarios de líquidos y 6.000 millones de pies cúbicos de gas diarios para el año 2040”, no obstante, ese potencial energético requiere de “una inversión anual significativa de US$ 8.000 millones sólo para perforación y completamiento durante el período de mayor actividad, junto con una garantía continua de un entorno empresarial estable por parte del Gobierno”.

El análisis de IHS Markit resalta que en la actualidad las áreas susceptibles de generar gas de Vaca Muerta son más atractivas que las que pueden generar petróleo. En cuanto a las áreas de gas seco, recomienda “precios de punto de equilibrio por debajo del precio regulado por el Gobierno de US$7,50/MMBtu”. Y aclara que “los resultados preliminares de los pozos horizontales de Aguada Pichana y El Orejano indican que el potencial económico podría ser aún más atractivo”.

Fuentes del sector destacan que en Aguada Pichana (tight gas), operada por la francesa Total en asociación con Wintershall, Pan American Energy e YPF, los resultados de los pilotos “son muy alentadores” y permiten “compararlo a los yacimientos shale más productivos de Estados Unidos”. Aún no está definido el programa de inversiones para este año y según pudo saber el Económico ahora se abre una etapa de discusión entre los socios para determinar ese monto.

Consultado sobre el potencial de yacimientos como El Orejano (YPF-Dow) y Aguada Pichana, el geólogo Luis Stinco, titular de la consultora Oleum Petra, sostiene que “todavía va a haber sorpresas positivas en Vaca Muerta. No digo que éstos no puedan tener potencial, pero también puede haber en otros lugares cosas importantes, algunos que ya están en exploración”. Considera que se avanzó en el conocimiento de la formación pero todavía hay un tema de costos. Mientras que un pozo convencional a 2.300/2.500 metros de profundidad “puede costar US$3 millones, el mismo pozo en no convencional puede estar en US$10 millones”, explica.

“No somos Kuwait pero vamos en la dirección correcta”, asegura Daniel Kokogian, especialista en Upstream (exploración y desarrollo) y director de YPF, y agrega que “estamos mucho más cerca que hace dos años”. En su opinión esto se debe a que entre 2012 y 2015 se perforaron unos 400 pozos horizontales, con resultados diversos, pero “a partir de 2016 todos los pozos fueron verticales”. La diferencia fue “una reducción de costos, pero también que la productividad de los pozos fue mejorando, sobre todo en gas”.

Además, el Gobierno nacional ha dado señales de precio a la industria, garantizando un valor estímulo (US$7,50/MMBtu), en el marco del Plan Gas, que estará vigente hasta el 31 de diciembre de 2019. Esto representa un incentivo para las empresas, que hasta hace poco percibían US$2,60/MMBtu.

Todo esto está movilizando los planes de inversión en Vaca Muerta. Según fuentes del Ministerio de Energía, Servicios Públicos y Recursos Naturales de Neuquén, casi el 40% de la producción en la provincia corresponde a yacimientos tight y shale. “En los últimos tres años la extracción de gas en la provincia comenzó a repuntar tras una década de caída”, explican en la dependencia oficial, y añaden que “el año pasado la producción de las formaciones tight aumentó 42% y la del shale 25,8%, y creemos que se mantendrá la tendencia”.

En la actualidad Neuquén tiene otorgados 19 contratos de proyectos no convencionales en marcha. En conjunto, las empresas tienen inversiones comprometidas por US$ 5.594 millones durante las etapas de piloto, que ascenderían a US$121.716 millones en caso de que estas tareas arrojen buenos resultados y se pase a la etapa de desarrollo.

Desde el Ministerio de Energía provincial aseguran que “si se generan las condiciones adecuadas, las inversiones seguirán llegando”. Y aclaran que “con una inversión anual de US$10.000 millones en yacimientos no convencionales de gas, Neuquén estará en condiciones de solucionar el déficit energético que hoy tiene el país”.