S&P Global: Vaca Muerta ya compite con los mejores plays de shale de Estados Unidos.
S&P: en Vaca Muerta el cuello de botella pasó a la superficie
Andrés Weissfeld, senior director de Oil Markets de S&P Global Energy, sostuvo en Houston que la productividad y los costos de equilibrio de Vaca Muerta ya la ubican entre los principales desarrollos no convencionales del mundo. Para la consultora, la brecha argentina dejó de ser geológica y se concentra cada vez más en infraestructura, riesgo y acceso a capital.
Vaca Muerta ya no tiene que demostrar que posee una roca de clase mundial. Para la consultora S&P Global Energy, el desarrollo argentino alcanzó niveles de productividad y economía comparables con los principales plays no convencionales de Estados Unidos, y el principal desafío pasó a estar fuera del yacimiento.
Andrés Weissfeld, senior director de Oil Markets de la firma estadounidense, durante el almuerzo del evento "Shale in Argentina: Unleashing Vaca Muerta to the World", realizado este jueves en el Grand Ballroom salon del Post Oak Hotel en Houston comparó la productividad de los pozos de Vaca Muerta con desarrollos como Bakken, Eagle Ford y distintas áreas del Permian en petróleo, y con Haynesville, Marcellus y Utica en gas. Su planteo fue que la cuenca neuquina ya pertenece al primer nivel global de los plays no convencionales.
En ese contexto, más allá de la productividad, el analista mostró que los pozos también alcanzaron costos de equilibrio competitivos. En petróleo, el wellhead breakeven de Vaca Muerta se ubica en torno a la franja alta de los US$30 por barril. En gas, ronda los US$2 por Mcf.
El nuevo desafío de Vaca Muerta está en la infraestructura, no en la geología
La presentación de Weissfeld planteó una tesis central que estuvo en boca de todos los comensales: “The remaining discount is increasingly above ground and midstream, not geological”. Es decir, el descuento que todavía enfrenta Vaca Muerta está cada vez menos asociado a la calidad del recurso y más a las condiciones de superficie y a la infraestructura.
Explicó que, durante la primera etapa del desarrollo, el foco estuvo puesto en probar la formación, mejorar diseños de pozos, reducir tiempos de perforación y fractura y elevar la recuperación por lateral. Esa etapa avanzó al punto de acercar los resultados argentinos a los estándares de los principales plays estadounidenses. Ahora, el nuevo límite está en la capacidad de evacuación, procesamiento, transporte, infraestructura exportadora y costo de capital.
S&P también mostró que el riesgo de inversión argentino sigue por encima de las jurisdicciones más competitivas. Su ranking de above-ground risk, que evalúa 113 países y territorios, contempla variables políticas, económicas, condiciones de entrada al sector, operaciones y términos fiscales.
Riesgo país, RIGI y la proyección hacia 2030
La mejora del perfil argentino aparece, sin embargo, como una condición necesaria para sostener el siguiente salto de escala. La consultora destacó al RIGI como una de las herramientas que comenzaron a modificar esa ecuación y mostró una cartera cercana a los US$200.000 millones entre proyectos aprobados y pendientes.
El desafío técnico inmediato es que la infraestructura acompañe el ritmo de crecimiento del upstream. En petróleo, proyectos como VMOS apuntan a ampliar la capacidad de evacuación. En gas, el problema es más complejo porque exige sumar transporte, procesamiento, licuefacción y contratos de exportación de largo plazo.
Finalmente, la proyección de S&P estableció que Argentina podría acercarse a 2,7 millones de barriles equivalentes de petróleo por día a comienzos de la década de 2030, con una producción no convencional que más que duplicaría los niveles de 2025 hacia 2030.
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