El acuerdo de asociación que firmaron YPF y la estadounidense Chevrón el 16 de julio de 2013, del que este domingo se cumplen 10 años, es reconocido hactualmente por la industria como fundacional del desarrollo que en la actualidad registran los recursos no convencionales de Vaca Muerta, al ser el primer emprendimiento exploratorio de gran magnitud en la cuenca neuquina, con miles de millones de dólares de inversión.

Aquel día, el entonces presidente de YPF, Miguel Galuccio, y Alí Moshiri, CEO de Chevron para América latina y África, firmaron el acuerdo para la primera campaña exploratoria de gran magnitud que se encaraba en la formación neuquina y que se convirtió en referencia del no convencional argentino.

El desarrollo de la formación comenzó a ser guiado, desde entonces, por una compañía que apenas un año atrás, en mayo de 2012, pasaba a ser nuevamente la petrolera de bandera a partir de la decisión del gobierno de Cristina Fernández de Kirchner de renacionalizar la compañía con la expropiación de las acciones en poder de Repsol.

Una década después de aquel desembolso inicial de US$ 1.000 millones que realizó Chevrón, al que siguieron montos que en Vaca Muerta elevaron las inversiones por encima de los US$ 25.000 millones y 2.000 pozos perforados, el crecimiento de la producción en la cuenca neuquina crece año a año y todo indica se acelerará a lo largo de la próxima década.

Es que el primer impulso de Vaca Muerta trajo crecimiento, desarrollo y otras multinacionales se vieron motivadas para acelerar sus proyectos, lo que contribuyó a pasar de una mentalidad de escasez a una de abundancia, con la gran oportunidad de convertir al país en exportador neto de energía.

En esa línea de trabajo y de asociación estratégica, en los años siguientes se sumarían acuerdos con jugadores globales como Petronas, Equino, Total, Wintershall, Shell y Exxon, entre otras, lo que permitió acelerar el ritmo de inversiones y desarrollo de numerosos bloques hoy productivos.

El acuerdo YPF-Chevron, que se alcanzó luego de más de 10 meses de negociaciones, promovía la explotación de un cluster de petróleo no convencional en la formación Vaca Muerta, con la perforación de más de cien pozos en el primer año y una inversión en torno a los U$S 1.500 millones.

El compromiso de Chevron fue aportar el capital y el conocimiento profesional de una petrolera global que podía acelerar el aprendizaje de la industria local de hidrocarburos con equipos y técnicas apropiadas para la producción de recursos no convencionales a raíz de su participación en formaciones similares de Estados Unidos.

Esto dio lugar a la puesta en marcha de un área insignia como Loma Campana, el área no convencional más productiva fuera de América del Norte, que marcó el camino del conocimiento de la roca madre, lo que la industria define como el «deriskeo», y cuyo aprendizaje se fue extendiendo a la mayoría de las operaciones actuales.

LOMA CAMPANA, SURGIDA DEL ACUERDO YPF-CHEVRÓN, ENCABEZA LA INNOVACIÓN Y PRODUCTIVIDAD DEL SHALE OIL

El área Loma Campana, que forma parte del acuerdo de asociación de YPF y Chevrón desde 2013, es un hub de desarrollo e innovación para el no convencional neuquino, en donde se ponen a prueba las técnicas de producción y de los nuevos equipos que luego se extienden a buena parte de las operaciones en Vaca Muerta.

Loma Campana es el primer desarrollo de no convencional del país y de YPF, el más importante fuera de los Estados Unidos, y como tal es el bloque de mayor producción de crudo no convencional del país con un nivel relevado a mayo de 80.313 barriles diarios, de acuerdo a las últimas cifras disponibles de la Secretaría de Energía.

Allí, las dos compañías que mañana cumplirán 10 años de la firma del acuerdo de asociación, llevan invertidos unos US$ 7.500 millones, casi un 30 por ciento de lo que viene recibiendo toda la formación, pero menos de la mitad de los US$ 16.200 millones para los 35 años de su desarrollo.

Con YPF como operador del bloque y Chevron como socio tecnológico, Loma Campana marcó el ritmo de productividad de Vaca Muerta que viene mejorando año a año por la incorporación de tecnología y aprendizaje de la aplicación de la técnica en la roca con pozos más largos, geonavegación, estimulación tipo HDC, drawdown optimizado.

Así, el costo de desarrollo se ubica hoy en torno a los 8 dólares el barril, un valor muy competitivo con el Permian de los Estados Unidos, referencia global de la industria para el no convencional y que marcó la revolución energética de aquel país de los últimos 15 años.

Loma Campana desde su conformación que marcó el inicio del desarrollo masivo de la formación, acortó la curva de aprendizaje para el resto de los desarrollos no convencionales de YPF y que hoy se destacan por su productividad como La Amarga Chica, Bandurria Sur o El Orejano, que en menor tiempo lograron resultados similares.

Este centro operacional, donde se construyeron las más importantes instalaciones de tratamiento de crudo, transporte y hasta de generación eléctrica de Vaca Muerta, continúa encabezando los récords de desempeño en perforación y fractura, con un promedio para la compañía de 251 metros por día en perforación y más de 190 etapas por mes de fractura, aumentando un 25% y 11% interanual.

También en el área, recientemente la petrolera informó que finalizó la perforación en Loma Campana de un pad con los 3 pozos más largos en Vaca Muerta con más de 4.200 metros de longitud horizontal, destacándose un pozo con una extensión superior a los 4.400 metros, liderando el ranking de los llamados súper pozos.

Allí también se comenzó a implementar el uso de la tecnología simul-frac como ejemplo de las mejoras de productividad que se vienen logrando en los últimos años, esto es mejorar en un 30% el aprovechamiento de la capacidad de los equipos para avanzar en la fractura de dos pozos en simultáneo.

El área que abarca una extensión de 290 Km2 (1% de Vaca Muerta) no sólo es exponente de la convergencia de las mejores prácticas de la industria de los hidrocarburos, sino también de la digitalización con herramientas disruptivas como la inteligencia artificial, la big data, la realidad aumentada o la internet de las cosas aplicadas a mejorar la productividad, reducir los costos y hacer más eficiente la producción.

Actualmente, es el banco de pruebas del primer equipo fracturador de producción nacional cuya innovación es la utilización de gas natural como combustible, lo que permitirá ahorrar millones de litros de gasoil en Vaca Muerta por año y reducir las emisiones en las operaciones de upstream.

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Debido a las restricciones cambiarias, el gobierno de la entonces presidenta Cristina Fernpandez de Kirchner firmó el decreto 929/2013 de promoción de las inversiones hidrocarburíferas que permitiría a Chevron exportar parte de la producción sin retenciones y la libre disponibilidad de dólares que esas operaciones podrían generar, lo que terminó de apuntalar el acuerdo.

Un año después, en octubre de 2014, el Congreso nacional aprobó la Ley 27.007 que completaría el marco legal apropiado para este tipo de inversiones al modificar aspectos de la Ley de Hidrocarburos y actualizarla a los nuevos escenarios de la explotación de recursos no convencionales.

Pero el acuerdo generó las críticas de la oposición, que recurrió a la Justicia en lo Contencioso Administrativo para demandar que -a riesgo de comprometer secretos industriales, técnicos y científicos-, se diera a conocer el acuerdo que tenía carácter de reservado por parte de las compañías, lo que finalmente ocurrió en 2016 tras una sentencia de la Corte Suprema.

Pero el acuerdo siguió vigente y comenzó a mostrar resultados ya que el desarrollo de Loma Campana permitió en pocos años empezar a revertir el declino de producción de crudo, con la baja de costos y la nueva tecnología.

Tal como Alí Moshiri -con tono casi profético- había afirmado al momento del acuerdo empezaba a corroborarse «el éxito de YPF beneficiará a todo el sector y ayudará a la Argentina a volver al autoabastecimiento energético» y como aventuró la explotación de los recursos no convencionales empezaba a «revolucionar el paradigma energético de Argentina».

Una década después de formar parte de ese acuerdo, Galuccio recuerda que por entonces YPF y el país afrontaban «el gran desafío de ‘deriskear’ una cuenca petrolera, que es casi como subir el Everest por primera vez, porque no hay una hoja de ruta, no se sabe si la tecnología disponible va a funcionar y a qué se va a llegar. Hay datos y números, pero en realidad hay creencias que permiten moverse y motivarse».

«‘Deriskear’ la cuenca requirió traer una tecnología que no existía. No teníamos equipos de perforación para perforar pozos laterales de 3 mil metros y no teníamos nivel de estimulación hidráulica para perforar 3 pozos», dijo Galuccio al recordar los aspectos operativos de aquel inicio.

Pero tampoco había licencia social hasta que se logró consensuar «un marco legal que se consiguió con mucha grandeza de Provincia y Nación conjugando los intereses de un país para lograr en 2014 pasar una ley en el Congreso y en el Senado para traer inversores».

«Por entonces no teníamos el capital para hacerlo solos. Gracias a varias compañías como Chevron, Petronas y Dow logramos ese primer impulso que fue un trabajo de todos: gobiernos, cámaras, gremios, empresas, comunidades» y que requirió «un acuerdo general».

En perspectiva, el acuerdo YPF-Chevrón gana en importancia cuando se analiza el potencial de Vaca Muerta para los próximos años, tanto en petróleo como en gas natural, al punto de ser considerado por casi todos los sectores como un factor de desarrollo productivo del país, de equilibrio de la macroeconomía y de fuente de divisas que genere una balanza exportadora netamente favorable.

La formación neuquina hoy representa el 46% de la producción nacional de petróleo y el 41% de gas; durante 2013-2022, con menos del 10 por ciento en distintas etapas de desarrollo.

El crudo medanito se ha posicionado con éxito como un crudo liviano y de bajo contenido de azufre altamente competitivo en los mercados internacionales, permitiendo que las exportaciones de Vaca Muerta en 2022 fueran de 72.000 barriles por día, equivalentes a alrededor de US$2.500 millones.

El aumento de la producción de gas permitió reducir las importaciones de gas en aproximadamente un 30% desde 2018 hasta 2022, y con la primera fase del gasoducto Néstor Kirchner que se acaba de poner en marcha se espera que reduzca aún más las importaciones.

Así, la combinación de las exportaciones de petróleo y la reducción de las importaciones de gas mejoró significativamente la balanza comercial energética de Argentina: se espera que el déficit comercial de la balanza energética se reduzca a casi cero en 2023 y el sector proyecta que las exportaciones de petróleo generen alrededor de US$ 25.000 millones en los próximos 5 años.