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ANÁLISIS

Experto: Vaca Muerta, entre el cielo y el abismo

Vaca Muerta, entre el cielo y el abismo

RÍO NEGRO

Roberto Kozulj*

En mayo del 2011, YPF anunciaba que los recursos petroleros descubiertos en la formación Vaca Muerta, perteneciente al yacimiento Loma La Lata (Neuquén), ascenderían a 150 millones de barriles. Un 8% de las reservas de crudo totales del país en aquel entonces.

En junio de 2012 la Agencia Administradora de Información Energética de los Estados Unidos (EIA) estimaba que la Argentina era la tercera potencia mundial en reservas de gas detrás de China y los Estados Unidos con valores de dichas reservas que rondarían los 774 TCF (billones de pies cúbicos) de gas, cifra coincidente con un informe de la consultora Ryder Scott, que afirmaba que los recursos prospectivos brutos alcanzan los 21.167 Mbep (millones de barriles equivalentes) en un área de 8.071 km².

En febrero de 2012 –Ryder Scott mediante–, YPF certificaba ante la Comisión de Valores de los Estados Unidos 22,9 millones de barriles y 0,05 TCF de gas, es decir unos 25 millones de barriles equivalentes de petróleo: un 0,9% de las reservas comprobadas de petróleo en el país y un 0,5% de las de gas natural a esa fecha. Es decir, sólo el 0,6% del potencial de recursos potenciales de Vaca Muerta.

Asimismo, haciendo un relevamiento histórico, se tiene que YPF esperaba extraer en aquel entonces 130.000 barriles día de crudo y unos 16 millones de metros cúbicos día de gas en los próximos tres años a partir de aquel descubrimiento. La nacionalización del 51% del paquete accionario se había convertido en un hecho el 3 de mayo de 2012. Vaca Muerta significaría no menos de un siglo de petróleo y gas para la Argentina e incluso parecía un elefante comparado con Eagle Ford, uno de los principales campos productores de shale gas de los Estados Unidos.

Por aquel tiempo aún la diferencia entre recursos y reservas se hallaba borrosa en el lenguaje mediático y nadie parecía señalar que la producción de recursos no convencionales debía atravesar una prueba piloto cuya duración se estima en unos cinco años. Muy recientemente Daniel Montamat volvió a reafirmar ciertas cifras: “Las reservas técnicamente recuperables serían de 170 millones de barriles equivalentes de petróleo de las cuales 143 millones son de gas natural no convencional. El gas está”. Con el mismo entusiasmo sostuvo a la revista “Energía y Negocios” que la Argentina “podría llegar a producir unos 230 a 240 millones de metros cúbicos día en unos 14 años y que para cubrir esa producción alcanzaría con desarrollar el 10% de Vaca Muerta”.

Un análisis de datos muy recientes muestra que el aporte del proyecto integral de YPF en Loma La Lata Norte y Loma Campana iniciado en el 2013 es responsable de sólo 2,6 millones de los más de 10 millones de metros cúbicos de gas por día (Mm³/d) que ha aportado la empresa como fluido nuevo desde su nacionalización. De dichos 2,6 Mm³/d, a su vez, el grueso proviene de las áreas Loma Campana-LLL y Loma Campana-SB y no de Loma Campana, cuyo aporte es cercano a los 0,3 Mm³/d. En este último desarrollo –que corresponde al contrato entre YPF con Chevron– la relación gas-petróleo es 300 m³ de gas por m³ de petróleo y en Loma La Lata-Sierra Barrosa ha sido del orden de los 6.000 m³ de gas por m³ de petróleo.

Un perfil para el shale

Esto hace a una diferencia sustantiva respecto a dos temas: primero, si el desarrollo de Vaca Muerta es predominantemente gasífero o no y –si la respuesta es afirmativa– cuál es el precio que satisface una rentabilidad razonable.

Otra cuestión se refiere a si el aporte de gas de Loma Campana-Loma La Lata-Sierra Barrosa provino o no de técnicas no convencionales.

La diferencia es sustantativa, pues según un reciente estudio realizado en la Universidad de Oxford por Leda Gomes y Roberto Brandt, el costo del gas convencional se ubicaría entre 2,5 y 4 dólares por millón de BTU (MBTU), mientras que el shale gas sería viable a partir de unos 5,5 dólares, cifra que señalan como tope para la extracción del tight-sands gas.

Recordemos que un valor de 7,5 dólares por MBTU equivale a un precio del barril de petróleo de 45 dólares, y que este valor, neto de todo impuesto y regalía, arrojaría una tasa interna de retorno que sería del orden del 5-7% si el costo de los pozos rondara los 9,9 millones y la producción se comportara como viene sucediendo.

Pero mientras que en el estudio de la Universidad de Oxford se da como referencia este valor para un pozo vertical, los pozos con múltiples fracturas horizontales como los experimentados en la etapa piloto de Loma Campana se indican muy por encima de los que los propios expertos involucrados en Loma Campana han anunciado.

Costos y retornos

Según dichos expertos todos los parámetros previstos originalmente se van cumpliendo: a) la colocación de un pozo de shale oil con una rama horizontal con 18 fracturas le cuesta a YPF hoy u$s 9,9 millones, cifra similar a la que en el 2013 se presentaba para Eagle Ford ( hoy sería cercano a 6,5 millones según el estudio de Oxford); b) los propants o arenas se producen ahora localmente reduciendo costos; c) los niveles de productividad tienden a lo esperado y de sostenerse alcanzarían la extracción de recursos previstos a priori tanto de gas como de petróleo.

Pero Loma Campana, como se dijo, no tiene perfil gasífero sino petrolero. De hecho el estudio de Oxford señala como factible alcanzar una oferta de gas no convencional en todos los yacimientos con potencial no convencional, del orden de los 90 Mm³/d, cifra que no evitaría tener que continuar importando gas de Bolivia y vía marítima (GNL), debido a la declinación supuesta del aporte de gas convencional.

Muy lejos de lo que otros expertos como Daniel Montamat han declarado respecto a llegar a una producción de 240 Mm³/d en el 2030 explotando sólo el 10% de Vaca Muerta.

En conclusión, en este festival de cifras –y aunque existen al menos 15 iniciativas de proyectos piloto en Vaca Muerta–, el único maduro es el de Loma Campana y su perfil es netamente petrolero.

Ello significa que con un precio de barril criollo que rondaría hoy los 65 dólares la rentabilidad está garantizada. Fijar un precio “criollo” para el gas natural continúa siendo no sólo problemático para reducir los subsidios a la energía, sino que se ubica en una zona demasiado opaca en todos sus términos: costos, nivel de aporte esperado para sustituir importaciones y diferenciación entre gas convencional y no convencional.

Demasiadas cifras confusas, picardías y anuncios contradictorios para un tema tan vital para el futuro de la Argentina.

La mayor parte del gas declarado como nuevo por YPF no proviene de Loma Campana, sino de otras porciones de Loma la Lata donde hubo convencional.

Sostener un precio “criollo” para el gas natural abre una zona opaca en cuanto a costos y diferenciación entre el convencional y no convencional.

Los números

5 al 7% sería la tasa interna de retorno de un pozo de 9,9 millones de dólares si el crudo cotizará 45 dólares el barril.

90 millones de metros cúbicos día podría ser la oferta de gas no convencional.

774 Bcf de gas son los recursos que posee Argentina según la EIA. Esto ubica a las formaciones locales como las segundas con mayor cantidad de recurso.

*Vicerrector de la Sede Andina de la UNRN y experto en energía

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