A primera vista, Vaca Muerta parece confinada a la lejanía patagónica. Pero, en realidad, está a sólo cinco horas de viaje desde Córdoba.
Un vuelo diario de cabotaje implementado desde julio cubre en menos de dos horas el trayecto hasta Neuquén.
A partir de allí, con una logística aceitada, en un tiempo similar se puede llegar hasta Añelo, la humilde y agobiada “capital operativa” de la nueva estrella energética mundial.
La hora que sobra en la cuenta del viaje alcanza para desembarcar tierra adentro en alguna de las áreas actualmente operadas por las petroleras.
Por ello no es raro ver que cada vez más empresas cordobesas se tientan con vender algún insumo, producto, servicio o hasta equipamiento de cierta sofisticación en esa comarca que algunos estiman en 30 mil hectáreas y otros la estiran hasta las 44 mil, capaz de sumar tanto petróleo y gas no convencionales como toda la producción que actualmente tiene la Argentina.
Pero quizás el dato más importante de la hora es que esa “vaquita” ya comenzó a derramar por el sistema de transporte gasífero nacional.
Según estimaciones del presidente de Tecpetrol, Carlos Ormachea, el Estado podrá reducir este año en unos 442 millones de dólares el déficit energético con la sustitución de hidrocarburos importados que permite el desempeño de esa cuenca.
Vale explicarlo una vez más, se trata de una formación sedimentaria depositada en un mar de edad jurásica en la Cuenca Neuquina. Fue bautizada por Charles Edwin Weaver, un norteamericano de la Standard Oil (hoy Exxon) que la encontró aflorando 90 años atrás en toda la sierra de Vaca Muerta.
Esta formación está constituida por sedimentitas denominadas margas bituminosas, por su alto contenido de materia orgánica. Conforma la roca generadora de hidrocarburos líquidos y gaseosos “más prolífica de la Cuenca Neuquina”, ubicada en la provincia que por Constitución Nacional es la dueña del subsuelo.
Claro que, para llegar a esos “frutos”, las petroleras deben perforar hasta cuatro mil metros por debajo de la superficie, primero, en forma vertical y, luego, de manera horizontal, como si se tratara de una ruta subterránea, para producir con agua y arena la fractura de la roca donde se encuentran los hidrocarburos atrapados. Un solo pozo demanda 37 días de perforación y casi seis millones de dólares de inversión. Ya hay 830.
“El área viene teniendo una evolución favorable”, suscribe Daniel Montamat. “El crecimiento de la producción total de gas del país en el último cuatrimestre fue del 4,1 por ciento respecto al cuatrimestre del año pasado”, manifiesta el experto ante una consulta de este medio. Ese crecimiento global está motorizado, justamente, por Vaca Muerta.
Ya es el 10 por ciento
En marzo de este año, de acuerdo con los datos de la Secretaría de Energía de la Nación, la producción de petróleo no convencional alcanzó los 7.600 metros cúbicos diarios. Pero, en la urgencia de un país con crisis energética, lo que más interesa es el gas shale del que se obtienen 12,7 millones de metros por día.
Esa cantidad equivale a un 10 por ciento del consumo argentino de gas natural en épocas normales, es decir, sin fríos extremos. A fin de otoño y durante el invierno, la necesidad de gas se dispara en un 50 por ciento más por la demanda residencial y obliga a importar gas –el más caro de todos– desde Bolivia o por barcos. Cuesta entre 6,50 y 12 dólares el millón de BTU.
Para fin de este año, por la acción de YPF (que les juntó las cabezas a otras nueve petroleras bajo su paraguas) y de inversores privados como Tecpetrol (la estrella del momento que forma parte del Grupo Techint), la oferta de esa cuenca mantendrá la proporcionalidad del 10 por ciento, pero de la demanda total, incluido el pico cuando se llega a 180 millones de metros cúbicos de consumo.
En esa acelerada fueron importantes varias cosas. Repsol-YPF confirmó en 2011 que las reservas eran enormes. Luego, reestatizadas las acciones de la empresa española, esa proyección se duplicó y comenzó la búsqueda de capitales.
Pero propios y extraños coinciden en que la resolución 46-E de marzo de 2017 resucitó las inversiones. “Hay 19 proyectos que han aplicado al régimen de incentivos que llega hasta 2021”, detalló Montamat. Otros proyectos piloto también comenzaron a entrar en la etapa de desarrollo intensivo, agregó. Suman unos cinco mil millones de dólares en total.
Esa norma fue central frente a las políticas que traía el kirchnerismo, que habían freezado el desarrollo. “Son las reglas más importantes que los actores. El cortoplacismo, la intervención discrecional y los precios políticos matan las inversiones en capital fijo”, reflexionó Montamat.
“Estamos trabajando con urgencia”, reconoce Ormachea, mientras muestra imágenes de las obras que se construyen las 24 horas, sin parar, con iluminación artificial, con una fuerza laboral de 4.500 personas. Para entenderlo, la velocidad es tal que es como si en el mismo momento se pusieran el piso, las paredes, el techo y los muebles de una casa. Todo junto, ya mismo.
¿Por qué el apuro? La explicación está en el valor que el Estado le fijó al nuevo gas. Durante todo este año, el precio será de 7,50 dólares el millón de BTU, la unidad de medida del hidrocarburo.
Para 2019 bajará a siete dólares, luego se pagará 6,50 dólares y seis dólares en el año calendario 2021. Consecuencia: las petroleras participantes quieren sacar el gas cuanto antes.
Según Gustavo Astie, gerente de No Convencionales de YPF, esa empresa junto con Chevron, Total, Petronas y Pampa Energía, entre otras, llevan puestos 1.883 millones de dólares, con 11 equipos de perforación y 772 pozos en producción. La producción suma 12,4 millones de metros por día.
Tecpetrol, por su lado, invirtió 1.100 millones de dólares en las cinco áreas donde opera, con Fortín de Piedra como eje, y llegará a 1.800 millones para fin de año, para contar con 88 pozos terminados y en producción. En 2019 espera alcanzar los 2.300 millones de inversión, con un monto total de cinco mil millones de dólares en 30 años de plazo.
La alemana Wintershall y, hace dos días, la Qatar Petroleum, que compró acciones de Exxon, también se sumaron al fogón. La primera invirtió 700 millones de dólares y planifica otra cifra similar. La norteamericana, en tanto, espera llegar a 800 millones. Shell planifica 1.200 millones de dólares hasta 2020.
A Vaca Muerta todavía le falta mucho para alcanzar el horizonte diario de 560 mil barriles de líquidos (por sobre los 480 mil que hoy produce el país), y 170 millones de metros cúbicos de gas que el mundo petrolero le pronostica, a un ritmo de inversión de ocho mil millones de dólares por año sólo en perforación.
Pero lo cierto es que ya está en pleno empuje y con un mínimo de coherencia estatal, en una década podría cubrir todas las necesidades energéticas del país y generar excedentes exportables.
Evolución. Considerada hoy “la estrella” de la cuenca, Tecpetrol construyó un gasoducto para llevar su gas a la red nacional de TGN y TGS.
Evolución. Considerada hoy “la estrella” de la cuenca, Tecpetrol construyó un gasoducto para llevar su gas a la red nacional de TGN y TGS.
¿Podría Córdoba vender arena para la fractura?
Entre Ríos es el principal proveedor del mineral.
La arena cumple un rol fundamental en la explotación de recursos no convencionales. Junto con el agua, es la encargada de producir la fractura sobre la roca que contiene los hidrocarburos. En la actualidad, las petroleras compran arena natural a proveedores de Entre Ríos lo que les dispara el precio de la tonelada por el flete. Si bien existen ciertas especificaciones técnicas, Córdoba está a 250 kilómetros menos de distancia, con un volumen que puede compartirse.
