Por Miguel Ángel Flores Isuani.

Vaca Muerta, se sabe, es la gran apuesta para extender el horizonte de explotación hidrocaburífera en Argentina en base a mega reservas de petróleo y gas no convencional que exigen mayor inversión.

Parte del promisorio bloque es el yacimiento Vega Grande, concesionado a Andes Energía, la sociedad del tándem Vila-Manzano que ayer oficializó el hallazgo de petróleo shale sin necesidad de utilizar el método de fractura hidráulica, pero con una particularidad: la prórroga del permiso de explotación está negociándose con la Provincia que, a cambio, pide más inversión.

"Andes ha intervenido exitosamente el pozo VG x-1, a los fines de realizar pruebas sobre la formación Vaca Muerta, que actualmente produce petróleo sin estimulación por fractura hidráulica”, expresó a través de un comunicado la firma, que actualmente negocia una prórroga de la concesión a 2017, por 10 años.

La negociación está empantanada en el monto de inversión requerido por el Gobierno y que la firma objeta. El dato es que el hallazgo en VG le permite a Andes un ahorro equivalente al 30% del costo de perforación y, de confirmarse las condiciones en la zona, facilitaría la exigencia oficial proyectada de invertir unos U$S 15 millones, a razón de unos U$S 5 millones por pozo ejecutado.

Pero la prórroga, como otras en discusión con concesionarios, según precisó el subsecretario de Hidrocarburos y Energía, Pedro Sánchez, también depende del “tipo y tiempo de inversión comprometida a cinco años. La empresa había propuesto hacer sísmica 3D, pero no hemos visto equipos trabajando ahí todavía”.

Hasta ayer, Sánchez no había recibido notificación alguna del resultado de las pruebas de Andes en el yacimiento de Vaca Muerta. Y si bien aseguró contar con “otros antecedentes” similares, explicó que “normalmente se necesita trabajar con fractura hidráulica.

De no ser así, significa que las rocas del yacimiento se encuentran fracturadas, lo cual abarata la extracción en alrededor del 30% del costo del pozo”.

La formación Vaca Muerta es considerada actualmente el cuarto depósito de petróleo shale del mundo y el único yacimiento productor de ese tipo de recurso hidrocarburífero fuera de EEUU. Dentro del bloque, Andes Energía acredita haber “perforado y fracturado” más de 250 pozos, pero el de Vega Grande es la primera prueba de producción con resultados concretos.

Menos costos, más plazos

De acuerdo con datos difundidos, el hallazgo fue a más de 2.600 metros de profundidad y ocupa un espesor total de 66 metros. Promete incrementar los ingresos del tándem Vila-Manzano, con un capital reconocido de 220 millones de libras entre Argentina, Colombia, Brasil y Paraguay a partir de 20 millones.

En el país declara una producción de 1.700 barriles diarios, que cotizan a no menos de U$S 82 la unidad.

El primer ensayo de petróleo no convencional en Vega Grande arroja 80 barriles diarios, nivel que podría aumentar conforme siga la actividad.

Sobre todo inclinaría la balanza a favor de la prórroga de la concesión y de la adjudicación de otras a futuro: es que si se constata el potencial de shale-oil en el área, el concesionario puede pedir que la prórroga se extienda de 10 a 35 años y sumar el antecedente.

“La producción incipiente que resultó de pinchar allí no es mucho, pero indudablemente es un dato más a tener en cuenta. Igualmente, se necesitan varios ensayos en un proyecto piloto conclusivo de petróleo no convencional para admitir el permiso. Y como antecedente para próximas licitaciones lo que se pondera es el volumen diario”, consignó Sánchez al respecto.

En una suerte de mensaje al poder concedente en medio de la negociación, desde Andes anticiparon que “se llevarán a cabo más pruebas”, con equipamiento nuevo y “utilizando la infraestructura existente para evacuar el petróleo”. Y, en función de los resultados, “llevar a cabo obras de estimulación para levantar la productividad”.

Los Andes intentó, sin éxito, recabar la opinión del presidente del directorio de la firma, Nicolás Mallo Huergo, sobre la incidencia del hallazgo en el tire y afloje por renovar la concesión del área.

Pero en un comunicado dirigido a la Comisión Nacional de Valores, el CEO, Alejandro Jotayan calificó el logro de la primera vez en Vaca Muerta como “un importante avance en el desarrollo con recursos no convencionales. Ya estamos produciendo shale sin necesidad de fractura, reduciendo costos y el precio de equilibrio necesario del petróleo. Y el riesgo de la superficie neta en Vaca Muerta en 30%, duplicando la superficie”.

Además de las áreas asociadas a YPF, el interés de Vila y Manzano por Vega Grande se justifica sobradamente. Ubicada al norte de Vaca Muerta ocupa una superficie declarada de 28 mil hectáreas.

Pero no es la única: está próximo a La Brea (donde se supone que Vaca Muerta tiene características geológicas similares), con la que supera 40 mil hectáreas.

“El menor valor no pone en riesgo las inversiones”

El presidente de YPF, Miguel Galuccio, aseguró ayer que el proyecto de hidrocarburos no convencionales de Vaca Muerta "no está en riesgo" a pesar de la caída del precio del crudo a nivel internacional y consideró que hacia el futuro el país debe apuntar al off shore.

“No podemos decir por la foto que con Brent de 65 dólares por barril, Vaca Muerta no es más rentable. Eso sería una error. Los fundamentos de la demanda de petróleo no han cambiado”, sostuvo Galuccio al contestar preguntas de los empresarios que participan de la 20 Conferencia Industrial Argentina, en Pilar.

El principal directivo de YPF insistió en que “Vaca Muerta no está en riesgo” y consideró que si el precio del petróleo está en baja, “habrá que ser más competitivos y ajustar los costos”.

Galuccio consideró que “habrá que hacer que perforar un pozo no cueste 7 millones de dólares, sino que dentro de tres años cueste 3,5 millones”.