En marzo de este año, Vaca Muerta alcanzó las 751 etapas de fractura, por encima de las 746 de febrero de 2019, relevó la firma NCS Multistage. Según su country manager, Luciano Fucello, "se alcanzó un récord histórico". En declaraciones a la agencia Télam, enumeró las causas: la implementación del Plan Gas, el stock de pozos perforados no completados, "que se está acelerando para aumentar la producción", y el nivel de precios internacionales, "que hacen rentables a muchos de los proyectos".

Por eso, las petroleras incrementan su ritmo de actividad, con YPF a la vanguardia, con 230 etapas de fractura de shale y otras 18 en tight, según el informe. Le siguen Tecpetrol, con 150; Shell (124), Pan American Energy (92), Pluspetrol (68), Chevron (39), ExxonMobil (26) y Vista Oil & Gas (4). Así, la formación alcanzó su nivel histórico de actividad -medido en etapas de fractura-, por encima de las 692 de febrero de este año y del anterior hito: las 746 de febrero de 2019.

El año pasado, en un escenario global marcado por la pandemia, la actividad de Vaca Muerta cerró con un promedio de 269 fracturas mensuales, una caída del 50% contra las 534 de 2019. Precisamente, en 2019, se había logrado el mayor nivel histórico, con 6425 etapas de fracturas y un 33% más de producción en las áreas de concesión (contra 2018).

Después de la desaceleración en la que había ingresado la formación entre el último trimestre de 2019 y el primero de 2020, resaca del cocktail entre desincentivos locales y crisis de precios internacionales, sobrevino la pandemia que, además de profundizar la crisis financiera de la industria, forzó a un parate brusco de actividad por derrumbe de demanda y acumulación de stocks. Sin embargo, ya a mediados del año pasado, Vaca Muerta retomó curva ascendente, y en forma acelerada.

Hoy, los players están en un escenario en el que "quien se mueva más rápido gana", remarcaron fuentes del sector.

YPF pondrá u$s 1500 millones este año en Vaca Muerta, lo que, resaltaron fuentes de la empresa, ubica a los niveles de actividad pre-pandemia. Ese anuncio, se hace en el marco de un ambicioso plan de inversiones, de u$s 2700 millones. Es un salto del 73% contra 2020. "El 80% será destinado a la producción de gas y petróleo", precisaron en la empresa.

La petrolera controlada por el Estado nacional tiene 12 equipos de torre activos y tres sets de fractura en el no convencional. "La producción de shale de la compañía alcanzó la mayor cifra desde que comenzaron los desarrollos, en 2013, con 101.000 barriles equivalentes de petróleo por día", indicaron en YPF. Además, este mes se lograron las 14 etapas de fractura diarias. "Es una cifra que no se alcanzaba desde el inicio de las operacones en Vaca Muerta y es inédita para la cuenca", remarcaron.

Para el segundo semestre, YPF prevé un crecimiento de producción del 5% en crudo y del 8%, en comparación con igual período del año anterior.

"Para poder viabilizar este ambicioso plan de recuperación de actividad, YPF mantendrá una estricta disciplina en el manejo de los costos, buscando mejorar en las eficiencias de las operaciones. En 2020, ese trabajo permitió una inédita reducción en los costos, superior al 20%", indicaron en la empresa.

La reducción de costos operativos es imperativo, sobre todo, para compensar los lastres financieros y logísticos de la economía local. Un ejemplo es Vista Oil & Gas, la petrolera que fundó Miguel Galuccio. Este año, invertirá u$s 275 millones, un 23% más que en 2020. En su anuncio de resultados 2020, el exCEO de YPF anunció que proyecta perforar 16 pozos nuevos en la formación e incrementar su producción un 40%. Así, alcanzaría los 36 pozos en Vaca Muerta.

Si bien Vista perdió u$s 102,7 millones el año pasado -contra un rojo de u$s 32,7 millones de 2019-, en el cuarto trimestre, registró ganancias, al obtener un ebitda ajustado de u$s 35,9 millones, 48,3% superior al de los tres meses previos. En términos anuales, el balance terminó con un ebitda de u$s 96,5 millones. Para este año, proyecta alcanzar los u$s 275 millones en ese indicador.

Según explicó la empresa a sus inversores, uno de los factores que impulsaron la mejora del último semestre, además del reinicio de la actividad de perforación y completación, fue una reducción significativa en costos operativos y de desarrollo. En el trimestre final del año pasado, el lifting cost de Vista llegó a u$s 8 por barril, un 14% por debajo de igual período de 2019 y un 19% menos que en el tercer trimestre de 2020.

En el sector, aseguran que hay tres claves que serán vitales para recuperar los números previos a marzo del año pasado.

"En principio, será esencial la recuperación de la demanda: con el aislamiento obligatorio, se redujo drásticamente la actividad en el campo. Cayó 80% la demanda de nafta y un 40% la de gasoil. A esto, se sumó la baja de precios de principios de 2020", describió una fuente del sector. Otro punto clave es el financiamiento. "La inversión en pozos tiene una recuperación de acá a siete u ocho años. Por eso, se pide financiación en bancos internacionales. El acceso a esos créditos, hoy, está muy difícil", agregó.

"Por último, la industria tendrá que capturar las oportunidades que deja la pandemia. Quien se mueva mejor gana. Pero, para eso, necesitamos una eficiencia fiscal que nos permita competir en el mundo. Hay que tener un marco regulatorio y políticas estables", observó uno de los operadores.

Para Shell, la recuperación del yacimiento viene de la mano de "seguir mejorando la competitividad de Vaca Muerta contra otros activos a nivel global", una forma de mantener e incrementar las inversiones en la cuenca. Eso implica generar las condiciones de inversión adecuadas, a través de diferentes aspectos, "como el acceso a divisas, el sistema impositivo, la estabilidad del marco regulatorio en el largo plazo, libre mercado para la venta de petróleo y gas, entorno laboral sin conflictos y, lógicamente, los costos de desarrollo", enumeraron en la angloholandesa.

Una llave del éxito será la localización de proveedores. "Buscamos maximizar, año a año, la incorporación de empresas locales, regionales y nacionales en todos los insumos y procesos que requieren nuestras actividades: desde los alimentos en yacimiento hasta el diseño y la ejecución de la infraestructura de producción", explicaron. "Pero nuestro compromiso no termina en las operaciones. A través de diferentes iniciativas, propias y en asociación con otras entidades públicas y privadas, vamos un paso más adelante para conocer a productores, proveedores y contratistas locales, contribuir a su capacitación e impulsar su integración a la cadena de valor de la industria", agregaron en Shell.

Como parte del plan de desarrollo masivo en los bloques Sierras Blancas, Cruz de Lorena y Coirón Amargo Sur Oeste, Shell sumará este año más de 30 nuevos pozos y ampliará la infraestructura en yacimiento, para seguir incrementando su producción.

"Desde diciembre pasado, alcanzamos un hito muy importante para nuestro proyecto de desarrollo, que es poder abastecer plenamente la capacidad de la planta de producción temprana de Sierras Blancas, de 12.000 barriles de petróleo diarios. En los próximos meses, pondremos en funcionamiento una segunda planta con casi el triple de capacidad instalada", agregaron en Shell.

Porsu parte, en Pan American Energy (PAE), remarcaron que, en diciembre, "ya alcanzamos los niveles de producción del 2019". Con el ojo puesto en la producción de gas, reconocieron que "el desafío es seguir creciendo, trabajando para la producción de gas para abastecer el mercado local".

Actualmente PAE, tiene seis áreas propias en Vaca Muerta y participa como socio en otras dos. "Somos la empresa que mayor actividad tiene, con una producción de 1500 metros cúbicos día de petróleo y 3.2 millones de metros cúbicos de gas por día", destacaron.

"En cinco años, tuvimos un crecimiento muy fuerte en Vaca Muerta. Pasamos de tener solo dos áreas propias a contar con seis. La apuesta está en la producción de gas para el mercado local", agregaron en este operador.