VACA MUERTA: HIDROCARBUROS NO CONVENCIONALES

Vaca Muerta es una formación rocosa de Shale (petróleo de esquisto o shale oil y gas de lutita ó shale gas) situado en la Cuenca Neuquina en las provincias del Neuquén, Río Negro, La Pampa y Mendoza. Hace casi 90 años, un estudio de campo de la Standard Oil of California (actual Chevron) detectó la formación en las laderas de la sierra de la Vaca Muerta. En 2011 YPF Repsol confirmó el hallazgo y se anunció que las reservas probadas del yacimiento podían estimarse en torno a 927 millones de barriles equivalentes de petróleo (BEP) de los cuales 741 millones correspondían a petróleo y el resto a gas. En febrero de 2012, YPF Repsol elevó la estimación de reservas a 22.500 millones de BEP. El Shale oil o el Shale gas es un tipo de petróleo o de gas que se halla en el interior de un tipo de roca no porosa de muy baja permeabilidad. Su extracción es más compleja y más costosa que la de los hidrocarburos convencionales, ya que normalmente es necesario hacer perforaciones horizontales y con grandes cantidades de agua y otras substancias inyectadas a gran presión fisurar la roca y así liberar el hidrocarburo (estimulación hidráulica o fracking) Vaca Muerta tomó notoriedad mundial cuando un informe de la Administración de Información de Energía (EIA) sobre la reservas hidrocarburíferas en el mundo, señaló que dicha formación geológica tiene un enorme potencial para la obtención de gas (308 TCF ) y que cuenta con importantísimos recursos de petróleo que alcanzan los 27 mil millones de barriles, lo que significaba multiplicar por diez las reservas de la Argentina. Dichas estimaciones le valieron a la Argentina ubicarse entre los mayores reservorios de petróleo y gas en el mundo. Las nuevas estimaciones sobre el potencial de la formación geológica cambio el paradigma hidrocarburifero de la Argentina, que hasta ese momento era el de un agotamiento paulatino de los recursos y mayor dependencia del exterior. A este cambio contribuyó en gran medida los adelantos tecnológicos logrados en EU, producto de los incentivos aplicados por el gobierno para obtener con el Shale mayor independencia y seguridad energética. El aumento en la explotación de este recurso motivó un descenso del precio internacional del petróleo y del gas. Actualmente el área (30.000km2) está concesionada a varias empresas conforme la siguiente distribución territorial: YPF 32,6%; Total 13,1%; Pampa energía 12,7%; Pluspetrol 8,2%; Oilstone 5,1%; varias (Exxon, Shell, Chevron, Techint, otras) 28,3%. La viabilidad de la explotación de este recurso depende fundamentalmente de su calidad, profundidad, tecnología de extracción, costos de operación y mantenimiento, disponibilidad de infraestructura y el precio. Y también del tiempo que lleva transformar la valuación del recurso en reserva probada. Según las empresas, un pozo convencional de aproximadamente 2.500 mts de profundidad cuesta unos u$s 3 millones. En tanto que un no convencional u$s 10 millones. En opinión de un funcionario de YPF se avanzó mucho en experiencia y logros en los dos últimos años. Entre 2012 y 2015 se perforaron 400 pozos horizontales con resultados diversos y a partir de 2016 las perforaciones fueron verticales. Reduciendo costos y productividad, sobre todo en materia de gas. A principio de año se firmó un acuerdo entre las empresas, los sindicatos y el Estado para reducir los costos laborales, flexibilizando ciertas normas de trabajo. Sin embargo hasta ahora el acuerdo no entró en vigencia porque un gremio no lo suscribió. También el gobierno ha dado señales de precios a la industria, garantizando un valor de estímulo para el gas de u$s 7,50 por millón de BTU. El programa entrará en vigencia el 1° de enero de 2018 y contempla el pago de un valor decreciente del gas durante los próximos cuatro años, que comenzará en US$ 7,50 por millón de BTU en 2018 y descenderá a razón de 50 centavos de dólar por año hasta cerrar en US$ 6 en 2021. Estos precios están por encima de la media del mercado, que se ubica en torno a los US$ 4 por millón de BTU. Hasta hace poco las empresas estaban cobrando u$s 2,60 el millón de BTU. En términos fiscales, la aplicación del programa le costará al Tesoro entre 1000 y 2000 millones de dólares por año. En los hechos, la iniciativa funcionará como la continuidad del Plan Gas, tal como se conoce al programa de estímulo a la inyección excedente de gas creado por el gobierno anterior en enero 2013. Esa iniciativa expira el 31 de diciembre de 2017. Con esta medida el gobierno aspira a conseguir compromisos de inversión para los campos de gas de Vaca Muerta por US$ 4 mil millones para este año y alrededor de US$ 7 mil millones para 2018. En cuanto al precio del petróleo, algunas compañías señalan que a u$s 40 el barril la actividad es rentable. En la provincia del Neuquén hay mucho optimismo. Según fuentes de su Ministerio de Energía, Servicios Públicos y Recursos Naturales, casi el 40% de la producción en la provincia corresponde a yacimientos tight y shale. “En los últimos tres años la extracción de gas en la provincia comenzó a repuntar tras una década de caída”, y “el año pasado la producción de las formaciones tight aumentó 42% y la del shale 25,8%”. En la actualidad Neuquén tiene otorgados 19 contratos de proyectos no convencionales en marcha. En conjunto, las empresas tienen inversiones comprometidas por US$ 5.594 millones durante las etapas 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”.