Viaje al corazón de Vaca Muerta, entre los dólares del boom y el apuro para aprovechar el yacimiento salvador

Una fábrica de arena en medio de la estepa patagónica. Una mega-fábrica, en rigor, capaz de procesar 3,6 millones de toneladas por año, que sirven para dar vida a los pozos de YPF en Vaca Muerta, en la provincia de Neuquén. La ya famosa formación de hidrocarburos dejó de ser una promesa hace rato y asoma como la salvación para una Argentina que desde hace décadas pena por energía y dólares.

Arena y agua son insumos centrales para la fractura hidráulica, o fracking, la técnica que permite extraer petróleo y gas de manera no convencional –shale, o esquisto–, y no como el país venía haciendo desde hacía más de 100 años.

Desde esa planta salen cada día unos 800 camiones que llevan arena, seca o húmeda, según el tipo de pozo y la tecnología con la que funcionen. Esa tierra especial llega también en camiones, desde Entre Ríos y Río Negro. Aquí la lavan y la secan en hornos gigantes, según el caso; la preparan para que cumpla su función petrolera. La secuencia es constante: descargan, acondicionan, cargan y se van. Sin solución de continuidad.

La instalación de YPF –la petrolera con mayoría estatal que acaba de anunciar ganancias por casi USD 2.400 millones en 2024– está en la zona de Loma Campana, a pocos kilómetros de Añelo, el pueblo que mutó en ciudad en pocos años y que hoy es el centro neurálgico del negocio.

Allí abajo, en la roca madre, hay petróleo para casi 100 años de consumo local y gas para unos 200 años. Es el área más “hot”, de la zona más “hot” de Vaca Muerta. En medio del boom, geólogos, ingenieros y, claro, empresarios que invierten en el área hablan, básicamente, de dos cosas. Las inversiones necesarias para desarrollar en serio a la industria y si Argentina –sus políticos– estarán a la altura del desafío. Y discuten sobre cuánto puede durar realmente la famosa ventana de oportunidad: el tiempo que pasará hasta que el mundo elija otras formas de energía y lo que salga de las piedras milenarias de la profundidad de este suelo ya no le importe a nadie.

“Si la cabeza de Argentina está en Buenos Aires, el corazón está en Vaca Muerte”, inflan el pecho los neuquinos, los originales y los que llegaron con la ola petrolera. El área está en ebullición y no es una frase hecha. Por caso, la cola de camiones y otros vehículos sobre la ruta provincial 17, que pasa por Añelo, es constante a lo largo del día. Una “fila india” que casi no descansa. Hasta hay banderilleros que indican por dónde conviene ir para no quedar varados en el medio del desierto.

El “viejo” gira en su sillón especial y chequea en sus pantallas que la perforación avance según lo previsto. Todos los indicadores están nivelados, consulta un dato con uno de sus compañeros, el único en esta cabina vidriada –un verdadero comando de perforación–, que le levanta el pulgar. Conviene aclarar rápido que, en este caso, “viejo” no es sinónimo de anciano. Cuentan los lugareños que es una especie de regionalismo. muy del universo petrolero; una forma de decir “chabón”, pero de manera muy respetuosa. El “viejo”, sabe, tenga la edad que tenga; hace bien su trabajo.

Del otro lado del vidrio enrejado, un tubo baja lento pero constante y se pierde en la tierra. Tiene un trépano en la punta que no deja de triturar rocas. La punta está a unos 2.000 metros de profundidad y se ve por la pantalla y los sensores. Cuando llegue a los 3.000 metros comenzará a tomar ángulo para perforar de manera horizontal otros tres kilómetros. Eso es el fracking.

Se trata de uno de los pozos que Vista, joven petrolera que comanda Miguel Galuccio, ex presidente de YPF, está perforando en Bajada del Palo Oeste, a unos 40 kilómetros al sur de Neuquén capital. Una vez que esté listo –en general, la operación se repite en pads de cuatro pozos–, el equipo, en este caso de la contratista estadounidense Nabors, será reemplazado por otro de fractura. Los equipos de perforación son esas torres de hierro grandes, que se ven desde lejos y se elevan mientras dure el trabajo. Los de fractura son mucho más bajos, unas suerte de válvulas interconectadas sobre la boca, pero tiene mucho más complementos: tanques de agua y arena, bombas, ductos, válvulas y caños.

A muy grandes rasgos, por el pozo se fracturan las capas terrestres, se inyecta de agua y arena a alta presión que genera grietas en la roca y luego el hidrocarburo sube por la cañería con presión propia al menos en el primer año de producción. En la superficie se separa el agua del crudo y el gas.

Vista, que cotiza en Wall Street y México, invirtió más de USD 1.200 millones sólo el año pasado. Desde 2023, está enfocada 100% en el petróleo no convencional. Desde entonces la compañía se duplicó y planea volver a hacerlo dentro de cuatro años. Para 2025, la compañía tiene estipulado hacer unos 60 pozos con 4 equipos de perforación y dos sets de fractura. Producirán unos 100.000 barriles equivalentes de petróleo este año, con una inversión de más de USD 1.100 millones y un Ebitda ajustado de USD 1.500 millones. Además, trabaja para reducir la intensidad de sus emisiones de gases de efecto invernadero y neutralizar por completo la huella de carbono de toda su producción en 2026, con una estrategia de compensación de las emisiones residuales mediante plantaciones en Corrientes y Misiones. “Toda la cuenca, por ser tan joven, tiene la chance de ser neutra en carbono”, desafían desde Vista.

Vuela tierra y por momentos la visibilidad se reduce a su mínima expresión. Lo que sí se ven muy claros son los números abrumadores del sector.

Según datos de la consultora Economía & Energía, la producción total de petróleo en 2024 se incrementó en un 9,9%, la convencional se redujo un 5,5% y la no convencional creció un 27,4 por ciento. El 58% del crudo ya proviene de Vaca Muerta y las principales empresas del rubro allí son YPF (31%) y Vista (16%). Si se mira la producción total de petróleo, se destacan YPF (36%), PAE (14%) y Vista (9%).

El gas, en tanto, se incrementó un 5,1% y el shale “voló” más de 20%, con 10 pozos de explotación terminados y 12 plataformas de perforación en actividad. Casi el 50% del fluido viene del yacimiento estrella, donde pesan fuerte YPF (31%), Tecpetrol (23%), TotalEnergies (9%) y PAE y Pampa Energía (8%).

Se espera que en seis años la cuenca represente el 83% del total de hidrocarburos del país. Para 2050, las inversiones calculadas para los pozos rondan los USD 200.000 millones y para la infraestructura, unos USD 40.000 millones. Todos datos potenciales y estimados que dependen de lo que pase en el país a nivel macro. Se espera que para 2031 se puedan exportar USD 30.000 millones, una cifra similar a la que deja el agro. La “segunda pampa húmeda” ya es una realidad: 2024 fue el primero de muchos años en el que la balanza energética comercial neta fue positiva.

Los geólogos y petroleros locales recuerdan que la industria tiene a Vaca Muerta en el radar desde 1930, pero que recién hace unos 15 años aparecieron las chances de explotarla realmente. Desde entonces se sabe que es la cuarta cuenca en recursos de petróleo shale del mundo y segunda de gas no convencional. El espejo a seguir fue Permian, en EEUU: el yacimiento texano donde se desarrolló a escala la fractura hidráulica. Esa cuenca hoy tiene 20 veces más pozos que Vaca Muerta, una cifra que muestra el potencial de desarrollo local.

La industria ya tiene una década de curva de aprendizaje, con una economía con cepo y el “riesgo Argentina” en el medio. La pandemia, además, frenó el desarrollo durante dos años. Lo cierto es que apenas el 8% de Vaca Muerta está explotado. Se espera que la cuenca pase de 35 equipos de perforación actuales a más de 50 en 2027, y que la producción se duplique: de 700.000 barriles de crudo por día a 1,5 millones. Y algo similar ocurre para las proyecciones del gas.

Las empresas locales miran la macro, esperan que Javier Milei levante el cepo –algo que, juran, incentivará a las que ya están y podría hacer que algunas nuevas ingresen– y aseguran que no hay ningún sector de la economía local que tenga la capacidad de acelerar en cinco años como este.

En el medio, algunas dudas. Hay cuestiones ambientales –como el uso de agua y el impacto de la fractura en el terreno–, que siempre aparecen en este tipo de explotaciones, aunque en este momento no parecen resonar tanto. Por otro lado, hay casos de empresas grandes y con años en la cuenca que decidieron irse del país, incluso con la posibilidad de salida del cepo a la vuelta de la esquina. En principio, parecen decisiones más vinculadas con los movimientos globales de esos gigantes que con el “contexto Argentina”. Es el caso de la americana Exxon, que le vendió su negocio local a Pluspetrol, en USD 1.700 millones. Un camino similar podría seguir la noruega Equinor. Los rumores están a la orden del día en el sector.

En petróleo, se buscará triplicar la capacidad de transporte. El Oleoducto Vaca Muerta Sur (VMOS) está en marcha, con YPF, que opera, y otros socios como PAE, Vista, Shell, Chevrón y Pampa Energía. El primer tramo está listo y se prepara el segundo para fines de 2026; con una inversión de USD 3.000 millones, es el proyecto que va a convertir al país en un exportador de petróleo a escala. Mientras tanto, el Oleoducto Trasandino envía crudo a Chile y, potencialmente, permitirá exportar a los países del Pacífico; y el Oleoducto Vaca Muerta Norte, funciona desde 2023 con capacidad de 160 mil barriles diarios.

En gas, se busca encadenar cuatro variables: recurso, transporte, tratamiento (barcos y plantas de licuefacción) y venta por adelantado. El plan es que para 2027 esté en marcha el primer barco licuefactor en la costa de Río Negro. Es un proyecto de PAE y Golar al que se sumó YPF: aportaría una exportación de 2 millones de toneladas de gas por año. Para 2029/30 se espera más barcos para exportar entre 8 y 10 millones de toneladas por año. Ahí empezará a pesar el acuerdo que firmaron YPF y Shell, que reemplazó a Petronas. Y un par de años después estará en funcionamiento, siempre según los powerpoints, la planta onshore de licuefacción para llegar a 20 millones de toneladas de gas por año. ¿Será?

Otra vez en la ruta, el mal estado de los caminos de ripio hace saltar al visitante desprevenido. A la vera del camino hay tumulto: se ve un camión de arena volcado y a varios operarios tratando de rescatarlo. Mordió la “banquina” y se dio vuelta. “Pasa a diario”, asegura un local, mientras intenta adelantarse a un camión regador que trata de aplacar el polvo con bastante poco éxito. Las empresas critican la infraestructura provincial y repiten un número en loop: el sector le paga a Neuquén USD 4,5 millones por día de regalías. Algunas fuentes señalan que las principales compañías que integran la Cámara de Exploración y Producción de Hidrocarburos (CERH), que hasta hace poco estaba dirigida por Manuel García Mansilla, ahora juez de la Corte Suprema de Justicia, se preparan para asfaltar por cuenta propia algunos de los principales caminos del área.

El jueves, en una reunión en CABA con el gobernador neuquino, Rolando Figueroa, algunas de las grandes empresas del rubro se comprometieron a pagar buena parte de la inversión para terminar la ruta de Circunvalación de Añelo, un tendido que descomprimirá el tránsito en la zona.

Unos 30 petroleros comparten un desayuno mega top en una torre de lujo. Varios de ellos llegaron en helicópteros. Uno abre la charla, enfático. Dice que no le preocupa la regulación de los motores a combustión porque 60% de la electricidad proviene de los combustibles fósiles y el 40% del gas natural. Asegura que la energía nuclear es buena y limpia, pero que está al límite y que no cree que el mundo construya más reactores. Y resalta que la eólica es el doble de costosa que el gas y que la solar, el cuádruple. ¿Nada para preocuparse? “Vamos a crecer exportando. China solo consume el 14% de las reservas del mundo, India el 4% y Rusia el 3%. Nuestro lobby debería estar en flexibilizar esas regulaciones. Las exportaciones de GNL de EEUU a Europa escalaron al 64% del total”, reflexiona.

Otro petrolero lo interrumpe con un argumento “verde”. “Lo que no vemos es la oposición rabiosa a los combustibles fósiles de cualquier tipo. El consumo de energía es profundamente social. Tenemos que educar al mundo sobre nuestro compromiso con una energía más limpia”, dice. En ese punto, Monty Miller estalla y le exige que cierre la boca. “Lo que hacemos es excavar pozos. No controlamos, ni lo haremos, para qué se usa nuestro producto. No fabricamos los motores ni me interesa lo que el gobernador de California dice sobre los autos eléctricos”. Varios asienten y sonríen, café en mano. “Será mejor que el tema comience a interesarte, Monty. Tus hijas heredarán una fortuna de petróleo, pero tus nietos no. La fiesta no terminará mañana, pero casi termina”, le dice, en voz baja, su vecino de silla.

Milles es el dueño de M-Tex Oil, una petrolera con pozos en el oeste del estado de Texas, en Permian. Ni Milles ni M-Tex Oil existen, pero bien podrían. Son parte de Landman, una serie protagonizada por un gerente todo terreno –Billy Bob Thornton– quien trabaja fielmente para el dueño del crudo. Se estrenó a fines del año pasado y desde el mes pasado se puede ver en el país en la plataforma Paramount+.

Está basada en un podcast llamado Boomtown que describe la segunda gran ola del auge petrolero en Texas, el shale. La escena mencionada, con aires muy trumpistas, resume, a grandes rasgos, lo que pasa en el negocio en los últimos años: ecología, millones, los vientos políticos, las exportaciones, la transición energética y los hidrocarburos que demanda el mundo. Todo cruzado por la política y los fuertes lobbies de la industria.

Mucho más al sur, y en la vida real, en Argentina, una de las cuestiones está centrada en la ventana de oportunidad que tiene el país para aprovechar los recursos de Vaca Muerta; la vida real que tendrá el yacimiento estrella más allá de las reservas que contenga.

¿Esa ventana se cerrará en 20 años? ¿En 40 años? ¿O los nuevos vientos políticos –sobre todo lo que pasa en EEUU y con Donald Trump reviviendo el negocio petrolero con su “drill, baby, drill”, o “perfora, nena, perfora”– la mantendrán abierta por más tiempo?

En el sector afirman que hay que hacer el mayor esfuerzo en corto plazo, unos dos años, o será muy difícil subirse a ese tren. Hasta que aparezca una opción nueva, la energía de transición es el gas. No es la primera transición energética de la humanidad y probablemente no será la última: de leña se pasó a aceite de ballena, luego a carbón, llegó el boom de los combustibles fósiles, ahora la tendencia del gas como opción más limpia, y así. La energía para los autos eléctricos se genera con gas, en un mundo en cuya matriz aún pesa el carbón.

En medio de todo, volvió Trump y la transición que todos esperaban se complete en 20 o 30 años, ahora podría estirarse. No está claro cómo impactará eso en las cuestiones ecológicas. En esta Casa Blanca –y en cualquier mesa petrolera– aseguran que es muy poco probable que un panel de energía solar produzca más que la huella de carbono que requirió su fabricación.

“Si no aceleramos ahora para generar 20.000 millones de dólares por año por dos décadas, no llegamos. Es ahora o nunca”, aseguran en la industria.

Vaca Muerta está desde “siempre”, pero es una realidad desde hace poco más de una década. Ahora está comenzando a dar sus frutos visibles y empiezan a fluir los dólares. Hay mucho que se está haciendo y mucho más por hacer. Los privados se mueven, pero miran de reojo lo que hace la Casa Rosada. El mundo necesita el gas y el petróleo de ese suelo. El “riesgo Argentina” parece haberse atemperado, pero nunca desaparecerá del todo, al menos en el corto plazo.

“Hay más movimiento que nunca”, debe pensar el chofer del camión arenero que mira el horizonte mientras avanza, cargado y paso de hombre, por la estepa patagónica.