Por Roberto Aguirre.

Con el crudo internacional por debajo de los 80 dólares, los ejecutivos de las principales operadoras del país empiezan a ver el gas con mejores ojos. A partir de los últimos planes de Nación, que llevaron el valor del millón de BTU hasta los 7,5 dólares, el recurso atrapado en arenas compactas –o tight gas, como se lo conoce en la industria– podría ser el destino más elegido para las inversiones de mediano plazo en la Cuenca Neuquina.

Para el 2016 este negocio habrá movido más de 3.000 millones de dólares. Al menos eso es lo que proyectaban hasta ahora las firmas que lideran este tipo de extracción. Sin embargo, el derrumbe del petróleo podría acentuar esta explotación, que aparece más como una imposición de la geología que como un deseo: agotados los yacimientos tradicionales como Loma de la Lata, el tight asciende en el horizonte como una opción más barata y con un retorno algo más corto que los proyectos shale.

A diferencia del gas atrapado en la dura roca madre, el que migró hacia estas arenas o arcillas puede extraerse de forma más sencilla. Aunque requiere estimulación hidráulica, su reservorio es más permeable e impone menos trabas para que el hidrocarburo salga a la superficie. Como en el shale, la tasa de declinación es alta, pero en los primeros meses de vida sus resultados suelen más atractivos, algo clave para la economía de los proyectos.

En Neuquén son varias las formaciones con estas condiciones. Pre-Cuyano, Los Molles, Lajas, Lotena, Punta Rosada, Sierras Blancas-Tordillo, Mulichinco y Basamento son las más explotadas. Cada una tiene sus condiciones particulares. Algunas están por encima y otras por debajo de Vaca Muerta, la estrella del momento. Hay pozos que deben llegar hasta los 4.000 metros bajo tierra para ir por el gas atrapado, una distancia mayor a la altura del Lanín, pero con destino a las entrañas de la tierra.

Al igual que en el shale, estas formaciones exigen que se utilice la fractura hidráulica para generar los caminos por los que migre el gas. Pero por sus propias condiciones, las arenas o las arcillas requieren menos cantidad de etapas, en general cuatro o cinco, dependiendo de las características del pozo.

LOS JUGADORES

Son seis las empresas que más apostaron al tight en los últimos dos años. Total, Petrobras, YPF, Ysur (la ex-Apache), Pluspetrol y más recientemente Pan American Energy (PAE) incursionaron de lleno en el mundo de las arenas compactas.

La petrolera brasileña fue la pionera en este tipo de desarrollos. Hace algunos días anunció una inversión de 245 millones de dólares para perforar 15 pozos en la formación Punta Rosada, en el bloque Río Neuquén. El programa completo supera los 600 millones de dólares. La compañía también hizo una fuerte apuesta en El Mangrullo, donde anunció a comienzos de año un superpozo que ya está conectado.

Total hizo lo propio en Aguada Pichana, esta vez en la formación Mulichinco. Hasta el 2013, última información relevada, operaba más del 40% de los 222 pozos de tight que tiene la provincia (ver aparte). Si bien lanzó un piloto de shale gas en el lugar, es esta variedad la que le devolvió mejores resultados. La francesa cerrará el 2014 con un desembolso de casi 560 millones de pesos.

YPF realizó una apuesta fuerte en la formación Lajas, dentro de Sierra Barrosa. Allí espera desarrollar 120 pozos para el 2016, con una inversión que supera los 1.000 millones de dólares. Inclusive, analiza adelantar los pozos previstos para el 2015, la mayoría horizontales. También hará lo propio en Rincón del Mangrullo, con Pampa Energía, esta vez con un desembolso de 150 millones de dólares para una treintena de pozos.

Pluspetrol apostará a las arenas compactas en su bloque estrella, Centenario. Allí perforará hasta el 2017 unos 41 pozos con una inversión superior a los 420 millones de dólares.

Ysur, la subsidiaria que creó YPF tras la compra de Apache, heredó de la compañía estadounidense varios proyectos de tight. En Anticlinal Campamento, en Neuquén, y en Estación Fernández Oro, en Río Negro, destinará buena parte de sus esfuerzos financieros en busca de más gas.

Pan American Energy apostó fuerte a Lindero Atravesado este año. Los mejores precios la llevaron a incorporar tecnología y enterrar unos 200 millones de dólares en pozos tight. La apuesta en este caso también a Lajas y Punta Rosada y se incluye también Molles, una formación shale que en algunos puntos deviene en una arena compacta.

La estadística dura en Neuquén demuestra que el tight ya tiene su historia. Desde el 2006 a esta parte se perforaron unos 222 pozos. Hoy su performance parece opacada por Vaca Muerta, pero a la hora del gas, mantiene un dominio absoluto sobre el shale: cuatro de cada cinco metros cúbicos de gas no convencional que sale de la cuenca proviene de arenas compactas.

Neuquén produce por estas horas unos ocho millones de metros cúbicos día de tight gas, una cifra que creció de forma marcada en los últimos años. Desde el 2006 a esta parte, subió casi un 40%.

TECNOLOGÍA

No sólo los mejores precios ayudaron al desarrollo de estos negocios. También la mayor presencia de tecnología y el estudio de las formaciones colaboraron.

En la provincia hay decenas de sets de fractura y torres perforadoras de primer nivel. Las grandes compañías aportan tecnología especial que ya fue probada en Estados Unidos y Canadá y permite ahorrar tiempo y costos.

También los contratos cambiaron. En el comienzo de la era no convencional en Neuquén, los convenios eran llave en mano. Operadoras como YPF o PAE empezaron a incorporar su propia tecnología y a trabajar mejor en el diseño de los pozos. La compañía nacional, por ejemplo, tiene su propia logística en el manejo del agua y a veces de la arena.

El mercado del gas en la Argentina bien podría asemejarse a la novela "El Proceso" del alemán Franz Kafka. La fangosa regulación convierte en una verdadera odisea el cálculo de un valor promedio. Es que hay tantos precios como moléculas salen del subsuelo.

A esa complejidad se le sumó en el último tiempo un problema financiero. La mayoría de los nuevos proyectos cerró con un precio por encima de los cinco dólares el millón de BTU (MBTU). Al dinero que las operadoras obtengan en sus contratos, Nación le aporta el restante a modo de subsidio hasta llegar a ese valor. Pero los atrasos en los reintegros complicaron a las empresas por partida doble: por un lado, cada mes de tardanza se pierde dinero por la inflación; por el otro, se liquida al tipo de cambio del momento de la transacción.

Con el reconocimiento de un mayor precio en boca de pozo, también surgió un problema. Las distribuidoras no logran cobrar todo lo que facturan y también atrasan los pagos a las operadoras. Delicias de un mercado laberíntico.

El millonario anuncio de inversiones que realizó la semana pasada Petrobras, en Neuquén, no pasó desapercibido en Río Negro. Es que el bloque en cuestión, Río Neuquén, tiene una continuidad geológica en la vecina provincia, del otro lado del curso ribereño.

En ambos casos, la titular es Petrobras. Del lado neuquino, el contrato se renegoció hasta el 2027 a partir de la ley 2615, sancionada en el 2008. Ahora, la firma aspira a desembolsar unos 250 millones de dólares hasta el 2016 para desarrollar unos 15 pozos de tight gas. Permitirán sumar alrededor de 1,4 millones de metros cúbicos día, un 63% más que lo que actualmente se produce.

Del lado rionegrino, el contrato quedó envuelto en una nebulosa: la firma brasileña incluyó Río Neuquén entre las áreas para extender su permiso de explotación, pero el rechazo de la Legislatura en medio de una fuerte puja política dejó todo en foja cero. De no prosperar un acuerdo, los papeles se vencerán en el 2017. Es prácticamente imposible que una empresa lance un plan de desarrollo con tres años en el horizonte.

El cuadro se complejiza. Es que Petrobras podría sacar Río Neuquén del paquete de bloques que aspira a renegociar. Contra reloj, por el plazo de 90 días que dejó la nueva ley petrolera, la brasileña no quiere sumarse un problema: es que si bien tiene buena perspectiva de desarrollo al igual que la parte neuquina, el sector rionegrino está en medio de una zona de chacras productivas. Y el espejo del bloque vecino, Estación Fernández Oro, es más que elocuente.

A tal punto le preocupaba a Petrobras la posible conflictividad de ese bloque, que en la propuesta original de renegociación ensayó una entente sui generis: sumó con un 5% del contrato a la estatal Edhipsa, pero no lo hizo con carry, sino con aporte directo. La idea era tener de su lado al Estado cuando tuviera que iniciar las siempre complejas relaciones con los superficiarios. Pero nada de esto prosperó.

La formación Punta Rosada, una arena compacta a unos 4.000 metros bajo tierra dentro de la conocida formación Lajas, promete excelentes resultados en tight. La promesa de la geología se refuerza con los nuevos precios del Plan Gas II, que lleva el millón hasta 7,5 dólares, una cifra más que atractiva en momentos donde el crudo baja.

NUEVO EQUIPO

Para el desarrollo, la firma incorporó un nuevo equipo de perforación de 1.500 HP que permite realizar pozos de hasta 5.000 metros de profundidad. El mismo tiene una operación más simple, mayor versatilidad y logra reducir los tiempos de DTM (desmontaje, transporte y montaje).

En el período 2014 - 2016, la inversión ascenderá a 245 millones de dólares y se perforarán al menos 15 pozos. Pero el programa completo supera ampliamente los 600 millones de dólares, una señal de la potencialidad que tiene el bloque.

A eso hay que sumarle el desarrollo, también de tight gas, en El Mangrullo, el yacimiento que administran Cutral Co y Plaza Huincul.

Pese a que la petrolera brasileña da señales de vida en la Cuenca Neuquina, sigue con el cartel de venta colgado. Los rumores de desinversión son cada vez más fuertes, sobre todo en los activos que posee en Santa Cruz.

Mientras tanto, enfrenta un duro embate a nivel interno en Brasil, donde se destapó un verdadero escándalo de corrupción que involucra a miles de personas y cuyas afectaciones a los dineros públicos supera los 9.000 millones de dólares.