Financiación y altos costos, retos para el shale argentino

Hace apenas cinco años, el desarrollo a gran escala de Vaca Muerta en Argentina, uno de los mayores depósitos de shale oil y gas del mundo, era poco más que un sueño. Sin embargo, ahora, después de haber aprendido algunas lecciones, se está volviendo realidad.

En un principio, YPF, la mayor petrolera argentina, marcó el camino identificando las técnicas de perforación más eficientes para pozos horizontales, lo que redujo los costos en más de la mitad en los últimos tres años, afirman desde el gobierno. Ahora, otras empresas empiezan a seguir su ejemplo. “YPF aprendió cómo hacerlo y nos ayudó a todos. Pudimos aprovechar eso”, asegura Carlos Ormachea, CEO de Tecpetrol, cuyo proyecto pionero en Fortín de Piedra empezó a operar hace poco más de un año. En la actualidad, representa 10% del gas producido en Argentina, con una inversión hasta ahora de 1,400 millones de dólares, agrega.

“Además de nuestra producción, hemos contribuido bajando el riesgo para todos los otros proyectos en Vaca Muerta, simplemente porque YPF hizo un aporte inicial identificando cómo producir y cómo no producir”, señala Ormachea. Entre los problemas que enfrentó YPF, se incluye que, inicialmente, perforaba pozos verticales, pero pronto se dio cuenta de que los pozos horizontales son más eficientes. Ormachea añade que los avances de Tecpetrol ayudaron a confirmar la calidad de la formación rocosa Vaca Muerta, para que otras compañías la copien.

Aun así, falta para que Vaca Muerta compita con la eficiencia del shale estadounidense. La pregunta es cuántas otras compañías podrán imitar la extraordinaria velocidad con la que Tecpetrol elevó la producción este año. Se espera que la actual producción de 11 metros cúbicos diarios alcance una meseta de 17 metros cúbicos a fines de este año, puntualiza Ormachea.

Más allá de sus problemas con el gas, donde la Argentina necesita desarrollar su capacidad exportadora, la preocupación sigue siendo general, dado que los costos, en particular, siguen siendo más altos de lo que muchos quisieran. Por ejemplo, el elevado precio de la arena, un elemento clave para la fracturación hidráulica o fracking, a menudo es motivo de quejas.

Definitivamente sería de ayuda contar con más y mejor infraestructura para bajar los costos, pero es complicado debido a que muchas compañías de infraestructura de América Latina se vieron afectadas por escándalos de corrupción. La financiación es otra barrera, lo que complica mucho a las firmas locales en un momento en que las tasas de interés en la Argentina superan 70 por ciento. Ello sin mencionar los temores en cuanto a los costos laborales, pese a que un acuerdo de productividad firmado con los sindicatos en enero del 2017 incentivó a que inviertan compañías como Tecpetrol.

“Tenemos que tener en cuenta que Estados Unidos está donde está después de 20 años y con la economía y la legislación norteamericana”, dice uno alto ejecutivo petrolero con décadas de experiencia. “Cada pozo es diferente, es prueba y error. Soy muy optimista, pero los plazos hay que manejarlos con cuidado”. La mayoría de las demás empresas no tendrá la ventaja que tuvo Tecpetrol de formar parte del conglomerado argentino Techint, que cuenta con otras divisiones que se especializan en ingeniería, construcción y fabricación de tubos de acero.

Tecpetrol también pudo aprovechar un plan de subsidios que, ahora, ya no incorpora nuevos beneficiarios. Diseñado para incentivar la producción de gas en Vaca Muerta, el programa del gobierno se comprometía a pagar a los productores de gas la diferencia entre el precio de venta actual —cerca de 4 dólares por millón de BTU (Unidad Térmica Británica)— y 7.50 dólares por millón de BTU este año, cifra que se reducirá anualmente hasta llegar a 6 dólares en el 2021, cuando finalice la iniciativa.