¿Es rentable Vaca Muerta? La pregunta es inevitable en las reuniones de directorios de las empresas, donde sólo se mira el guión donde figuran las utilidades. En momentos en los que el barril de crudo se acomodó en torno de los 80 dólares, la preocupación también se trasladó a los sectores ejecutivos de las petroleras. Es que con la escala actual no existen muchas variables a las que acudir para achicar los costos. Un crudo alto parece ser la única salida para el shale, cuyos costos son mucho más elevados y los retornos de más largo plazo. "Es imposible saber aún si esto es rentable o no. No tenemos en claro cuánto cuesta y sobre todo cuánto costará con cierta escala extraer petróleo y gas de Vaca Muerta", explicó a "Río Negro Energía" el CEO de una multinacional petrolera que opera en Neuquén bajo reserva de nombre.

El hombre indicó que ni siquiera YPF puede tener una medida certera, porque arrancó con pozos verticales y ahora está mudando el negocio a los horizontales. Sin embargo, arriesgó un número: un pozo horizontal de 14 millones de dólares, con un barril a 90 podría pagarse. Es un escenario altamente posible, pero no necesariamente probable.

El propio titular de YPF, Miguel Galuccio, sorprendió esta semana cuando dijo que con un barril a 84 u 85 dólares, el proyecto en Vaca Muerta deja una rentabilidad "marginal". El clúster que encara junto a Chevron en Loma Campana espera para el 2015 un barril interno a 91 dólares que deberá pasar a 102 a partir del 2017. Si el crudo WTI sigue cayendo, ese escenario es improbable. Por otro lado, convalidar ese precio de petróleo implicaría una suba del 20% en los combustibles.

En los costos de Vaca Muerta, además de los operativos, hay que incluir los de financiamiento, algo que conocen bien los socios de YPF. El "precio" de traer los dólares a la Argentina encarece los proyectos, algo contradictorio en momentos de alta liquidez y tasas bajas en todo el mundo.

EL BREAKEVEN

Con todo esto en la mira, la consultora Morgan Stanley presentó la semana un exhaustivo informe sobre el desarrollo no convencional en el mundo. La entidad sostiene que Vaca Muerta es el shale mejor ubicado por fuera de Estados Unidos, seguido desde lejos por los de China o Australia.

Sin embargo, una mirada fría de los números enciende una luz de alarma. Tomando como base un estudio de Wood Mackenzie, se establece que el breakeven (el valor de producto mínimo para cubrir los costos) del barril de petróleo para Vaca Muerta es de 85 dólares. Para esto se realizó un modelo teórico que toma como base Eagle Ford, el shale más parecido al argentino y quizás el ejemplo más exitoso. Allí, el punto de equilibrio es de 65 dólares.

Otro punto nodal que menciona Morgan Stanley y que tiene que ver con la rentabilidad de los proyectos es el tipo de pozo que se plantea. La perforación no convencional tipo en el país ronda los 7 dólares, por encima de los 5 de Estados Unidos y por debajo de los 10 de China.

Sin embargo, la consultora menciona el alto porcentaje de pozos verticales en el shale local, algo que no se repite en Estados Unidos. Y destaca que el negocio va tomando como opción los horizontales, aunque destaca que para esto debe incorporarse más tecnología, por ejemplo, torres perforadoras de más potencia.

Según reveló Pablo Bizzotto, gerente de no convencional de YPF, a "Río Negro Energía", el primer pozo horizontal con buenos resultados que hizo YPF en el sweet spot de Loma Campana, el Soil 4, costó 25 millones de pesos. El Soil 72, con menos fracturas pero con mejor diseño, produce lo mismo y costó 15 millones. La reducción de costos es significativa.

Sin embargo, ¿qué variables le quedan a YPF para bajar costos en el corto plazo? A lo sumo, podrá conseguir mejores contratos de servicios a partir de la escala y de la mayor oferta. El alquiler de sets de fractura, por caso, fue bajando conforme las empresas comenzaron a ingresarlos al país en mayor cantidad.

Difícil será, en cambio, ajustar costos laborales en un contexto de inflación y con un gremio con alto poder de fuego como es el de petroleros. Queda tan sólo reducir costos de la arena, un insumo caro y complejo de manejar, que podría comenzar a ser elaborado en el país si prospera el proyecto de YPF en Chubut.

En términos generales, entonces, los altibajos del barril serán difíciles de acolchonar para un proyecto que cierra tan justo como el de Loma Campana. Y ni hablar para aquellos que recién comienzan, como los que planean encarar, aun sin demasiado entusiasmo, las petroleras majors del sector.