Cuatro años más tarde, con el crudo a la mitad del valor esperado para esta etapa, el yacimiento está en piloto automático. Como dijo el ministro de Energía Juan José Aranguren, la febril actividad de los primeros días ocasionó una suerte de espejismo sobre el momento real de desarrollo no convencional en el que se encontraba Argentina. Según su mirada, la medida justa es la actual, con un tercio de equipos operando en el campo y alrededor de un 30% menos de inversiones.

Hay más señales de este parate. Chevron sigue apostando al no convencional pero evalúa un plan de desinversión en otros activos. La empresa estrella EOG, pionera del shale en Estados Unidos, directamente dejó el país tras una cuantiosa inversión –se habla de 100 millones de dólares– que no funcionó. También Petrobras se fue en medio del escándalo en su país. Otros grandes a nivel local como PAE (que tiene como principal socio a BP), todavía apuestan más al tight que a la roca madre.

Este nuevo panorama puso en valor el plan de inversiones de tres de las diez compañías privadas más grandes del mundo que operan en Argentina. ExxonMobil, Shell y Total se convirtieron –acaso sin quererlo– en los nuevos embajadores del shale: los ojos de la industria a nivel global están posados en estos desarrollos, que todavía dan sus primeros pasos, para evaluar si Vaca Muerta despega o termina siendo un efímero recuerdo en la historia petrolera. Más allá de su know how, las tres firmas tienen un diferencial que, por ejemplo, la colocan en un lugar distinto al de YPF: aún a pesar de la crisis que sacude al sector, tienen espaldas para afrontar las millonarias inversiones que requiere el sector.

“Necesitamos que por lo menos a uno de los tres le vaya bien para que esto arranque en serio”, señaló un funcionario del Ministerio de Energía bajo reserva de nombre. En el sector, donde reina la competencia, pocos lo dicen pero muchos lo piensan: si las grandes petroleras, conocidas como “majors”, pueden mostrar buenos resultados sobre Vaca Muerta al mundo, todo será más sencillo. Para empezar, el valor del acre, hoy deprimido por los bajos precios del crudo, se multiplicará de forma exponencial.

A través de su subsidiaria XTO, Exxon comenzó a perforar su primer pozo horizontal en Vaca Muerta en sus dos bloques, Bajo del Choique y la Invernada. Allí planea un piloto de 250 millones de dólares para los próximos años.

La petrolera integrada más grande del planeta compró XTO hace algunos años por 30.000 millones de dólares. Fue su desembarco en el mundo no convencional: la adquisición la convirtió en la principal productora de shale oil de América del Norte.

Su estrategia pasa por pocos pozos de rama horizontal larga y con muchas fracturas. Los dos primeros que hizo, sin embargo, son verticales. Y uno de ellos se metió entre los más productivos de Vaca Muerta.

Según el especialista Luciano Codeseira, de la consultora Código Energético, el X-2 de Bajo del Choique tuvo un pico productivo de 130 metros cúbicos, una cifra difícil de encontrar. El gran desafío, sin embargo, es que esas perforaciones sostengan los niveles.

Algo más avanzada en sus planes, la angloholandesa Shell está pronta a inaugurar una gran planta de separación con una capacidad de 10.000 barriles por día al norte de El Chañar. Allí espera conectar sus pozos de Cruz de Lorena y Sierras Blancas, donde también invertirá unos 250 millones de dólares en la etapa piloto.

La estrella aquí es el pozo horizontal 1005, que llegó a devolver 136 metros cúbicos día. El objetivo de la empresa es conseguir bajar a 8 millones de dólares estos pozos tipo para hacer rentable la explotación. El bajo precio del petróleo, claro, se presenta como un desafío.

La francesa Total es la que más terreno recorrió en Neuquén. Su nave insignia es Aguada Pichana, un gigantesco yacimiento en el corazón gasífero de la provincia que aún no tiene concesiones no convencionales y cuyo permiso vence en 2027. Sin embargo, la firma lanzó dos pilotos –uno tight y otro shale– que avanzan a paso rápido, con una ventaja competitiva central en relación a sus competidoras extranjeras: tiene capacidad ociosa de transporte y tratamiento. Fuentes provinciales aseguraron que ya hubo contactos para negociar una permiso de explotación de 35 años.

Los pozos 312 y 313 de ese bloque, según Código Energético, llegaron a devolver hasta 400.000 metros cúbicos de gas al día, otra cifra extraordinaria para las formaciones no convencionales.

Total también apuesta al shale gas de Rincón de la Ceniza, un bloque que, dicen sus técnicos, también hay muy buenos prospectos. Aquí, junto con Shell y la provincial GyP, invertirá unos 300 millones de dólares.