No es la ley de hidrocarburos ni las operaciones políticas. Lo que realmente les preocupa hoy a los cuadros técnicos y financieros de las petroleras con posiciones sobre Vaca Muerta es cómo hacer rentable el negocio del shale en la Argentina. Como siempre, la única referencia es la de Estados Unidos que, aun con realidades geológicas y económicas distintas, al menos revela un camino a seguir.

Atentos a lo que pasó en el país del norte, la mayoría de los especialistas coincide en que el negocio pasa por explotar lo que la industria conoce como petróleo volátil y wet gas (gas húmedo), dos variedades de hidrocarburos que permiten un mejor recupero de las inversiones y en un plazo más corto.

El primero es un crudo de alta graduación API, muy codiciado, de un atípico color amarillo pálido. Suele tener alto GOR, acrónimo de gas oil rate (proporción de gas sobre petróleo). Esta última característica le da mejores condiciones para fluir a la superficie. Este hidrocarburo se halla sobre la zona occidental de la ventana de petróleo de Vaca Muerta, ubicada en verde en el gráfico que acompaña esta nota.

El gas húmedo (que también suele llamarse gas rico) es aquel que permite obtener varios subproductos además del fluido que se inyecta a los ductos y llega a los hogares e industrias. Por ejemplo, se puede extraer de allí propano o butano, el gas que se utiliza en las garrafas, o bien los líquidos que lo acompañan, conocidos como condensado y gasolina natural. Estos últimos son una mezcla de hidrocarburos que se utiliza para cortar petróleos pesados en refinerías y suelen tener el mismo valor que el barril de crudo o mayor.

Es decir que este gas permite comercializar varios productos que provienen del mismo pozo, obteniendo así mejor renta. En el caso de Vaca Muerta, la ventana de gas húmedo es una fina medialuna que cruza la formación. El gráfico adjunto está en color amarillo.

Las zonas de wet gas y petróleo volátil son por estas horas las más codiciadas de la formación estrella neuquina. No sólo YPF está posicionada allí, también Exxon, Shell, Total o Petrobras tienen presencia en esta rica franja, donde el acre (medida de superficie heredada del mercado estadounidense que equivale a media hectárea) puede alcanzar los 10.000 dólares.

LA EXPERIENCIA PETROLERA

De forma coincidente con la asunción de Pablo Bizzotto en el negocio no convencional, YPF empezó a mudar sus operaciones a la zona occidental de Vaca Muerta en busca de petróleo volátil. Allí delimitó lo que denomina sweet spot y concentra en el lugar casi todos los equipos de perforación en el yacimiento y ya paladea el logro de haber conseguido una productividad mucho más alta que el promedio del bloque.

En un principio, el piloto con Chevron apuntó directamente a la zona de petróleo negro (más pesado) y con pozos verticales, un modelo que no tiene antecedente en el mercado. No son pocos los críticos de este esquema de negocio en la industria, aun cuando reconocen que técnicamente la compañía que conduce Miguel Galuccio está trabajando con la última tecnología y las mejores prácticas.

Las empresas internacionales, en cambio, creen que el camino son los pozos horizontales, que permiten hacer más fracturas y devuelven más hidrocarburos. A junio de este año, sin embargo, el 91% de las perforaciones en Vaca Muerta era vertical. A un ritmo muchísimo más lento que el de YPF, Shell y Exxon fueron en busca de petróleo volátil con este método. Esta última tuvo resultados muy buenos.

EL GAS, UN CAMINO

El único piloto íntegramente ubicado sobre esta franja es El Orejano, donde YPF junto con Pampa Energía apuntan al wet gas. Por estas horas, según la Secretaría de Energía, se producen allí apenas 300.000 metros cúbicos día. Hay sólo seis pozos de shale gas conectados al sistema, acaso porque el negocio pasa por estas horas por el petróleo, que tiene mejor precio.

Estados Unidos, sin embargo, arroja luz sobre la importancia del wet gas. Según un informe de la EIA (Agencia Internacional de Energía), los operadores apuntaron en los últimos años a este segmento del negocio, sobre todo por el derrumbe del precio del gas natural.

El boom productivo hizo que, por mayor oferta, el precio de referencia del gas tocara mínimos históricos de 2,75 dólares el millón de BTU, lo que redujo ganancias de los productores. Pero al mismo tiempo, los líquidos del gas natural se revaluaron, atados al precio del barril de petróleo WTI. Según la EIA, entre el 2008 y el 2013 los volúmenes crecieron un promedio del 7% anual y casi un 6% de los hidrocarburos que ingresan a las refinerías es condensado o gasolina natural, la gran mayoría proveniente del shale de Marcellus.

En términos de precio, los valores asombran. Según las cotizaciones spot de julio, el propano y el butano se ubican en Estados Unidos por encima de los 10 dólares el millón de BTU. La gasolina natural, en tanto, bordea los 19 dólares.

En la Argentina, donde los precios de gas domiciliario y para industria están regulados y en promedio apenas alcanzan los 2,5 dólares y medio, los líquidos podrían ser una salvación. Sin embargo, se quejan los empresarios, tampoco tienen precio. El butano y propano, por caso, tienen el valor pisado para la venta en garrafa. Sólo el condensado tiene algún mercado en las refinerías con precios variables.

RENTABILIDAD

¿Cómo medir la rentabilidad de un proyecto shale? La pregunta se la hicieron a Fernando Giliberti, vicepresidente de Estrategia y Desarrollo de Negocios de YPF, durante la última reunión del Club del Petróleo. Según publicó El Inversor Online, la respuesta del ejecutivo de la compañía, un hombre clave de Galuccio en el armado de los proyectos, fue más que elocuente.

"El proyecto que encaramos en Loma Campana con Chevron prevé la perforación total de 1.400 pozos. Hay cinco sesiones –etapas– distintas de perforación de pozos en el play y cada una tiene medidas de producción variantes. Nosotros pensamos la rentabilidad a futuro", señaló.