El panorama para el el desarrollo intensivo de la explotación hidrocarburífera no convencional en la Cuenca Neuquina es complejo en la actualidad.

La caída del precio internacional del petróleo y la orientación hacia la extracción de gas, parecen ser el rumbo de con la nueva administración del gobierno de Mauricio Macri, en un escenario complejo de precios bajos y con la premisa de sostener la actividad.

Haciendo un poco de historia, desde la explosión de Vaca Muerta y con la decisión del Estado Nacional de invertir en la explotación hidrocarburífera no convencional, se apuntó en un primer momento a la realización de pozos verticales por la particularidad de un espesor considerable de la formación Vaca Muerta, pero la realidad demostró que no eran económicamente eficientes, por lo que se adoptó el concepto de pozos con perforación horizontal.

En un informe publicado por el diario LM Neuquén, a cargo de Daniel Barneda, se consultó a diversos expertos sobre el camino a seguir en Vaca Muerta. Para Daniel Kokogian, geólogo de gran trayectoria y experto en temas petroleros, en primer lugar hay que sacar el proyecto del corto plazo.

“Es entendible que la baja de equipos de perforación encienda todas las alarmas, tanto gremiales como sociales y económicas. Sin embargo, es necesario que todo el mundo entienda que el nivel de actividad de los últimos años es insostenible y técnicamente desaconsejable”, opina.

Las últimas estadísticas de la industria revelan que durante marzo de 2016, la producción de shale oil fue de 24,8 kBbb/d (miles de barriles por día). Esto equivale al 4,6% de la producción de crudo del país. En shale gas, fue de 4,28 MMm3/d (millones de metros cúbicos por día) representado el 3,6% de la producción total.

Por su parte, el tight gas (gas de arenas compactas) alcanzó para el mismo periodo, una producción de 18,7 MMm3/d. O sea que actualmente la extracción no convencional de gas representa el 19% de su producción total.

Los productores de la Argentina están redireccionando su inversión en la cuenca neuquina hacia los yacimientos de tight gas. En el primer trimestre de 2016, la producción alcanzó los 565 mmpcd (millones de pies cúbicos por día), o 16 millones de metros cúbicos por día (Mm3/d), lo que representa un cuarto de la producción de la cuenca.

Para Luis Stinco, especialista de amplia experiencia en el sector privado reconoce que las actividades vinculadas con el desarrollo de Vaca Muerta implican un incremento en las actividades de al menos un 20%. Sin embargo, señala que “la situación actual internacional no facilita su desarrollo en el inmediato plazo. No obstante, hay que ver esta oportunidad como un proyecto integral de decenas de años, por lo que, bajo ciertas circunstancias, las necesidades del negocio apuran la llegada de los beneficios y no todos están dispuestos o pueden esperar”.

Stinco también opina que el Estado debería tomar decisiones más agresivas en lo que a promoción de la exploración y desarrollo de los hidrocarburos, tanto en reservorios convencionales como en proyectos offshore.

Oscar Secco, ex presidente del Instituto Argentino del Petróleo y del Gas (IAPG), comparte esta opinión, aunque advierte que en un contexto económico politizado tanto Vaca Muerta como los yacimientos convencionales conformarían una industria disminuida.

En este sentido sostiene que el mercado debe poder elegir y los productores invertir donde sus geólogos, ingenieros y economistas lo consideren.

“No está en absoluto probado que Vaca Muerta es más atractivo para invertir, no se debe descartar el desarrollo de los yacimientos convencionales. Se necesitan precios redituables que no se alteren por malas políticas que afectan los precios y crean incertidumbre entre los inversores”, manifestó.

Por su parte, Gerardo Rabinovich, vicepresidente del Instituto de Energía General Mosconi (IAE), el manejo inexperto de la reducción de los subsidios y el aumento desproporcionado de las tarifas ha producido un problema político mayúsculo a este Gobierno, aumentando la incertidumbre de aquellos que tenían planes de invertir en el país.

Sin embargo, advierte que en la industria petrolera, y en particular en megaproyectos como Vaca Muerta, las decisiones de inversión y desarrollo están más ligadas a una visión de largo plazo, y las señales de los precios internacionales de petróleo no son buenas para tomar riesgos, a los que la situación política interna acentúa.

“En las condiciones actuales del mercado petrolero internacional es muy difícil lograr inversiones en yacimientos no convencionales fuera de USA, y eso limita Vaca Muerta a las posibilidades que tenga YPF, como gran empresa petrolera nacional de tomar la decisión de ir hacia un desarrollo masivo con todo lo que ello implica en términos logísticos, financieros y ambientales”, argumenta.

Para reducir las exportaciones y poder recuperar el autoabastecimiento, el gobierno nacional ha decidido continuar con la política de incentivos de precios del gobierno anterior, con compromisos de inversión y aumento de producción a aquellos productores que estaban incorporados o se incorporen al denominado Plan Gas, cuya duración se limita a un cierto período.

Otro problema a tener en cuentas son los costos de extracción de hidrocarburos no convencionales. Mientras que el costo de un pozo shale horizontal en Texas, Estados Unidos, es de u$s 2,6 millones, en Vaca Muerta está costando estimado entre u$s 11 y 15 millones.

“Si el costo nacional de los pozos no baja lo suficiente y/o el precio del barril WTI no sube lo suficiente, una salida para la industria sería invertir en la reactivación de los yacimientos petrolíferos y gasíferos convencionales de las cuencas existentes en el país con la tecnología más actualizada disponible”, confió un ex directivo de una petrolera extranjera.