Por Sebastián D. Penelli - Recorrer la superficie de Vaca Muerta permite comprender la inmensidad del yacimiento y los desafíos que tiene el sector de los hidrocarburos argentinos por delante. Son kilómetros y kilómetros de aridez que sorprenden e ilusionan. A lo largo del viaje, por autovías en construcción, asfaltos sin marcar y caminos de ripio, se aprecia en absoluta soledad la enormidad de la roca madre, una formación geológica de 30.000 km² y 5.000 metros de espesor, que cubre gran parte de Neuquén, el sur de Mendoza, un franja del noroeste de Río Negro y un puñado de hectáreas de La Pampa.

A la vera de las rutas, en paralelo al andar, se observan cientos de carteles de “peligro y precaución” clavados en la tierra, por donde se trazaron miles de km de tuberías que transportan gran parte de la energía del país: hoy Vaca Muerta aporta el 20% del petróleo y el 26% de gas nacional, con un nivel de explotación del recurso de apenas 3,8%. “Todo es así. No hay mucho más, pero aunque no se vea nada arriba, hay mucho debajo”, comenta el guía de la travesía en la que estuvo Ámbito.

Cada persona que allí trabaja lo hace bajo un sol ardiente, en atmósferas explosivas, con jornadas de 12x3 o 21x5, soportando ráfagas a 40 km/h y con la boca seca por el polvillo. Las herramientas son pesadas y su uso requiere máxima atención. Sin lentes y con viento de frente no se ve nada. El paisaje es monótono: pequeños arbustos verduscos, bardas a lo lejos, líneas de alta tensión que cruzan en todos los sentidos y, de tanto en tanto, minicampamentos que rodean las torres de perforación, plantas procesadoras, casas containers, inmensas piletas de agua, cigüeñas o caños de 40 metros de alto que queman el gas tóxico desaprovechado, con una lengua de fuego en la punta.

El 2019 fue uno de los mejores años para Vaca Muerta. Desde el redescubrimiento en 2008 nunca tuvo tanta perforación: 1.300 pozos shale en operación, de los cuales unos 850 son horizontales. El director de Exploración, Explotación y Transporte de Hidrocarburos de Neuquén, Alex Valdez, reconoce que el yacimiento se encuentra en una competencia mundial. “El no convencional no es un solo pozo como era antes Loma La Lata, que producía 500.000 m3 por día. El shale arranca en 200.000 m3 y quizás rápidamente cae y te queda en 50.000 m3. Hay que hacer muchos pozos para poder llegar a tener mayor productividad a lo largo del tiempo y es indispensable bajar los costos”, describió el ingeniero en diálogo con Ámbito.

“Vaca Muerta es una parte de la naturaleza que nos dieron para administrar y tenemos que hacerlo de la mejor manera y sustentable”, subrayó el funcionario provincial.

La vida por un pozo

Los equipos perforan 1.000 metros en vertical y hasta 3.500 en horizontal. Luego entra un duco de acero sin costura de 30 cm de diámetro en la boca y de menos de 20 cm en el otro extremo, se recubre con cemento (hormigón) para evitar derrame y daño ambiental y se despachan elementos químicos (bombas) que detonan el ducto y lo dejan como un colador. El paso siguiente es inyectar agua con arena: la roca es poco permeable y la arena mantiene los orificios abiertos, por donde escurre el líquido, el barro y el crudo. Se hidrata la piedra y el petróleo empieza a brotar a contra presión natural. Sale solo, de cinco coloraciones distintas, según la calidad del pozo. De Vaca Muerta aflora petróleo verde. El proceso de perforación y completación lleva entre 30 o 40 días, depende de la extensión de la bajada. Se va el equipo y queda el martillo o cigüeña, con un control satelital a distancia. Desde Buenos Aires o Houston se miran las pantallas y se deciden las maniobras de corrección.

El pozo debe atravesar cuatro estados: permiso de exploración, proyección piloto, piloto en curso y finalmente desarrollo continuo. Producir en Vaca Muerta es muy caro, pero la eficiencia tecnológica y la asistencia de multinacionales lo abarataron. Se empezó con un costo de u$s26 millones por pozo y hoy en promedio se calculan u$s8 millones. Para ser competitivo no puede superar los u$s6 millones. El riesgo es muy alto: puede dar o no dar. Más tecnología implica menos tiempo y menos mano de obra (no menor cantidad empleados). Los equipos de perforación radial walking rigs tienen un margen de error de solo un metro estando a cinco kilómetros de distancia. Se manejan por joystick y se trasladan sin necesidad de ser desmontados.

Un equipo perfora las 24 horas, los 365 días del año. Por cada escarbado se necesitan entre 100 y 150 trabajadores. El servicio de completación lo hace generalmente otra contratista. La jornada laboral en el pozo arranca a las 7 de la mañana con una reunión de pase de turno y seguridad. La seguridad es garantía de calidad: en Vaca Muerta rige tolerancia cero a las drogas, los medicamentos sin autorización, el alcohol y a partir del próximo año a las gaseosas con azúcar. “Hay que estar bien descansando, el tiempo no para”.

Fueron necesarias grandes obras de infraestructura, principalmente para abastecer de energía y telecomunicaciones. Estos desarrollos permiten contar con datos para operar con precisión y señal de celular, fundamental para mantener a los trabajadores comunicados. Del pozo llega barro, agua, gas y crudo. La planta de separación hace su trabajo. Un solo pozo necesita 880 viajes de camiones con 35.000 litros de agua cada uno. Por eso se construyeron grandes piletas en sectores estratégicos, cerca de las torres. Con el tendido de acueductos y mangueras flexibles se bajó a 800 camiones.

Las empresas aseguran que el volumen de líquido tomado para Vaca Muerta no incide en el caudal de los ríos neuquinos. Toda el agua del río Neuquén se pierde en Bahía Blanca y va al mar. En comparación, dicen que el petróleo utiliza el 2% del agua que usan las frutas del Alto Valle. El avance tecnológico permitió tratar el agua del fracking, potabilizarla y volver a inyectarla. En Vaca Muerta se logró un nivel de 3% de devolución del agua utilizada (flowback) frente al 30% o 40% de Permian, en Texas.

La arena que se utiliza en la cuenca neuquina en buena medida es importada de China, Estados Unidos y Brasil. Chubut hace un gran aporte. Se mueven 50.000 camiones por año y para 2023 se necesitarán el doble. En los últimos meses Entre Ríos comenzó a aportar miles de toneladas, unos 300 convoy por día. YPF sueña con tener “nuestra propia arena”. Una empresa nacional diseñó un arenoducto de 220 km de largo, que costaría la mitad que un ferrocarril. Chelforó, en Río Negro, sería el punto de descarga de los camiones, y desde allí, la arena viajaría con agua directo a Vaca Muerta. Otro proyecto es incrementar el uso de la arena química de laboratorio. Los productores coinciden que reducir el costo del flete mejora ampliamente la competitividad. “Si no mejoraba la efectividad y se bajaba el costo de un pozo, muchos acá hacían las valijas y se iban”, confesó un directivo de una compañía extranjera líder en shale.

Hoy un pozo de no convencional produce la misma energía que 350 molinos de aerogeneración de escala industrial. “Es verdad que el pozo de gas o petróleo se agota, el otro no, pero 1 megawatts de capacidad instalada de aerogeneración cuesta u$s1 millón y 1 mega solar son u$s600.000, un costo por encima de lo que se genera con los hidrocarburos”, recalcó.

La incertidumbre contagiosa

La tasa de declinación de la producción no convencional es del 70% en un año. Es como la minería, hay que invertir todo el tiempo para tener resultados y se para automáticamente cuando deja de ser rentable. Limitar el incentivo a la producción de shale gas, congelar los precios del crudo y los combustibles, restringir la compra de dólares y frenar el giro de divisas al exterior fueron decisiones que golpearon de lleno al suculento negocio de los hidrocarburos sobre el cierre del 2019. “Algunas empresas pararon la actividad, pero si los precios continúan ajustándose, y creo que el próximo Gobierno lo hará un poquito, se vuelven a activar los equipos suspendidos”, expresó Diego Gerold, uno de los analistas más consultados por empresarios del Clúster Vaca Muerta.

Fuentes gremiales cuentan en la actualidad 13 equipos de fracking levantados, con más de 2.000 trabajadores cesanteados. Los sindicatos están en alerta por temor a una oleada de despidos. Unas 150 empresas de las 850 compañías de servicios complementarios asociadas en el Centro Pyme-Adeneu admitieron atraso de pagos por la pesificación de contratos, a pesar de haber facturado $5.300 en un solo año, un inesperado récord histórico.

Según datos de la firma NCS Multistage, las etapas de fractura cayeron 40% en octubre pasado, al bajar de 508 en septiembre a 310. Las cifras de noviembre siguen en rojo. En agosto habían sido 676. La caía no implica un descenso de la producción, sino todo lo contrario. “El gas bajó por una cuestión de demanda. El petróleo continúa con un crecimiento fuerte interanual, del orden del 45%”, explicó Gerold. Pasado el invierno no se justifica seguir perforando porque hay un alto nivel de excedente de gas. “No tenemos a quién venderle hasta el próximo invierno, no es rentable perforar, por eso también desde agosto se pararon varios equipos”, agregó el consultor.

Un economista que estudió en detalle el impacto económico de Vaca Muerta alertó: “Con precios a los productores iguales a los internacionales y con una tasa de descuento del 15%, la roca es tan buena que se vuelve totalmente competitivo. Si la tasa sube al 25% y baja el precio al productor, esto se vuelve inviable”. ¿A cuánto se fue la tasa en noviembre?, preguntó este cronista. A 35%, respondió el especialista.

Un reciente informe del Instituto de Pensamiento y Políticas Públicas elaborado por el economista Claudio Lozano y el investigador en geopolítica de la energía Gustavo Lahoud estimó que las petroleras capturan una renta extraordinaria de u$s6.400 millones al año solo por la explotación petrolera (sin contar el gas), al tiempo que percibieron en el período 2008-2019 subsidios por u$s23.980 millones.

Lozano y Lahoud proponen replantear el rol estratégico de YPF y una auditoría integral del esquema de concesiones y cambiar la razón societaria de la petrolera de mayoría estatal, para transformarla en una nueva empresa pública, con participación de diversos sectores. “El rol de YPF en Vaca Muerta, como ya se consideró, debe ser el del garante de una explotación limitada, vinculada al objetivo del autoabastecimiento seguro, confiable y asequible para la comunidad nacional, con fuertes regulaciones ambientales y bajo nuevas condiciones de trabajo que nos saquen del esquema flexibilizador vigente desde 2017”, remarcaron.

En este contexto, las compañías extranjeras comenzaron a replantear sus planes para 2020. La preocupación es qué pasará con el cepo cambiario, la inflación, el permiso para girar utilidades y la presión impositiva durante el nuevo Gobierno. “Procurar que los productores subsidien a los que consumidores es imposible. No lo van a hacer obligatoriamente, y si los obligan, no van a invertir”, sentenció Gerold.

Reportes sectoriales hablan de inversiones por cifras siderales: apuntan que en Vaca Muerta ya se llevan invertidos casi u$s40.000 millones por todo concepto. “La incertidumbre sobre cómo va a seguir el cumplimiento de las reglas de inversión hace que los proyectos nuevos, que se iban a incrementar, sí están suspendidos o cancelados hasta que haya claridad. Los productores enfrentan una falta de información muy importante”, agregó Gerold.

Un profundo estudio de Accenture y GiGa revela que Vaca Muerta tiene suficiente tracción para agregar un 0,5% al crecimiento anual del PBI y crear 22.000 puestos de trabajo cada año por las próximas dos décadas. “Pensar que Vaca Muerta pueda actuar como un motor autosustentable del crecimiento económico en Argentina (como el Silicon Valley) es un error. Las experiencias de crecimiento a largo plazo que se basan solamente en la extracción de recursos siempre han resultado insostenibles”, alertó la consultora que lidera Sergio Kaufman. “Una historia de éxito requeriría que los beneficios económicos perduren más allá del período inicial de alta actividad y una planificación y coordinación cuidadosamente integradas desde el principio, con perspectivas probadas respecto a qué podría sostenerse a largo plazo”, añadió.

Accenture estimó para el 2035 una contribución promedio anual al PBI de entre u$s62.200 millones y u$s67.800 millones. Esta supuesta contribución es equiparable a 4,2 exportaciones de soja, el 20% de la deuda externa argentina y 17 veces la capitalización bursátil de YPF. Desde las PASO y tras el congelamiento de precios de Mauricio Macri, los papeles de la petrolera de bandera en nueva York perdieron valor a un promedio de u$s180 millones por día hasta recalar en u$s3.300 millones.

Negocios paralelos

En OETEC creen que suponer exportaciones por u$s20.000 millones para 2022 y u$s40.000 millones para 2025 carece de todo sustento técnico. Prefieren los números más realistas: para 2021 podrían ser u$s5.000 millones en crudo y gas. Pero lo que el Observatorio se plantea es qué hacer con Vaca Muerta: ¿una segunda Pampa Húmeda hidrocarburífera o una revolución industrial?

Los académicos de OETEC dan señales con un ejemplo: las exportaciones de gas con valor agregado brillan por su ausencia cuando la venta al extranjero de urea y metanol triplica el valor de venta del GNL. Las ventas al exterior de estos productos a partir de 2023 podrían aportar en el corto plazo entre u$s3.000 y u$s4.000 millones adicionales por año a las de crudo y gas natural, con la ventaja de haber implicado inversiones en plantas de metanol, urea, propileno y polipropileno, multiplicando empleo local (cerca de 50.000 nuevos puestos de trabajo), desarrollando la industria de la construcción, la industria metalúrgica y fomentando las capacidades científicas y tecnológicas nacionales.

Sin embargo, para desarrollar la industria petroquímica hacen falta más inversiones. Y esta es otras de las explicaciones del freno en Vaca Muerta: la falta de financiamiento. Semanas atrás el Gobierno de Cambiemos postergó por segunda vez la licitación para construir un nuevo gasoducto de 40 millones de m3 diarios y dejó la responsabilidad a la administración de Alberto Fernández. Esta obra demandaría u$s800 millones, pero generaría excelentes ingresos, porque sería el primer paso para la construcción de la ansiada planta de licuefacción en Bahía Blanca. La incursión de los bitrenes por las carreteras argentinas y la reactivación de un ramal ferroviario para los no convencionales también son desafíos pendientes.

En la gobernación neuquina lo tienen en cuenta. “El gran desafío es cómo llegar a la demanda de gas, ya sea local o para exportar, saber dónde está. Si se instala una planta le falta el caño troncal. Otro desafío es aplicar tecnología para llevarlo del yacimiento con isotanques por ruta a la central mendocina de Anchoris, donde se transforma en GNL. Los aviones podrían tener una autonomía de 1.000 km con GNL. Y lo mismo con el GNC, otro producto para explotar”, expresó el director provincial de Hidrocarburos.

Un desarrollo sustentable de Vaca Muerta permitirá abastecer el mercado interno de gas natural y combustibles (nafta, gasoil, GNC), tener excedentes exportables permanentemente, ingreso de dólares genuinos, incremento de la recaudación impositiva y las regalías (Nación, provincias, municipios), generación de obras de infraestructura, creación de miles de puestos de trabajo y crecimiento demográfico y prosperidad en las ciudades aledañas a la roca.

El “desierto” neuquino va quedando atrás y la fugaz recorrida por el yacimiento llega a su fin. Estar en el llano permitió conocer de cerca la realidad y los problemas de una industria prometedora. Al pasar, surgen otras ideas, como crear un Fondo Anticíclico como se hizo en Noruega para que no falten inversiones en momentos de escasez de divisas o crisis económica. Otros piden auxilio del Congreso.

Un influyente ejecutivo que pidió reserva de identidad para esta nota consideró que una “ley de blindaje” aportaría un tratamiento especial en materia de precios y giro de divisas. Pero una pregunta queda en el aire: “¿por qué a este sector y no a otros?”.

Para el veterano Valdez, funcionario de carrera del gobierno neuquino a punto de retirarse, los “vaivenes” del país hacen necesarios los blindajes. “Tenemos impactos que nos pueden frenar. Es un lugar que está probado que hay recursos, pero hay otros yacimientos en el mundo y hay que dar seguridad jurídica porque si no las inversiones se van. Esto se maneja buena parte en dólares y todo el material viene de afuera. Para que esto siga potenciándose, tenemos que hacer algunos desarrollos normativos, de infraestructura y de personal”.

Para Gerold, no es necesaria. “No me convence que una ley blinde un sector, cuando no se cumplen las reglas normales. Los gobiernos deben comprender que hay que cumplir con las reglas”. Su receta para el desarrollo sostenible es respetar la ley vigente. “Con la intervención de precios en el crudo y el decreto 566 se rompió el cumplimiento y en gas no se sabe si hay libertad de contratación, y es en dólares. Acá lo que hay que hacer es recuperar la confianza”, concluyó.