Germán Macchi asumió como gerente general de la petrolera Pluspetrol, la tercera productora de crudo del país, el 1 de marzo de 2016, apenas tres meses después del cambio de gobierno. Le tocó enfrentar la transición de un mercado cerrado e intervenido por el Estado a un escenario de liberalización y recomposición paulatina de precios, donde la formación Vaca Muerta se fue consolidando en la principal esperanza del sector para iniciar un despegue definitivo que permita dejar atrás la escasez de gas y crudo y recomponer así la balanza energética. Macchi, ingeniero de profesión y con un Máster en Administración y Economía, sostiene que en la actualidad Vaca Muerta ya dejó de ser una esperanza y se convirtió en una realidad a partir de la conjugación de tres factores clave: productividad, competitividad y precios. Reconoce que, en los últimos meses, el sendero de precios crecientes que había trazado el ex ministro de Energía, Juan José Aranguren, quedó a mitad de camino por el impacto que provocó la devaluación. «Ahora habrá que ver cómo se transita la coyuntura actual», afirma. No obstante, Macchi está habituado a surcar escenarios difíciles. De hecho, en el pasado estuvo a cargo del gerenciamiento de un área en la selva del Amazonas. Tal vez porque está acostumbrado a hacerse camino en la selva es que Pluspetrol avanza con sus inversiones en el área La Calera de Vaca Muerta.

Desde hace tiempo se viene hablando del potencial que tiene Vaca Muerta, pero ahora parece que está más cerca de ser una realidad.

Es una realidad porque se conjuraron tres factores. Primero se mejoró mucho –no tanto acá sino en Estados Unidos– la tecnología y la perforación de ramas horizontales. Todos los desarrollos no convencionales partieron de pozos verticales con algunas ramas. Si uno se para dos o tres años atrás, lo normal era perforar pozos de 1.000/1.500 metros de rama y en Estados Unidos comenzaron de a poco a perforar cada vez ramas más extensas. De hecho, hoy en día no bajan de los 10.000 pies, que son 3.300 metros. Ése ya empieza a ser el estándar. Para nosotros ahora el estándar es de 2.000/2.500 metros, aunque algunos ya están más arriba. Eso hace a la productividad del pozo. Las fracturas se han mejorado muchísimo. La cantidad de fracturas por cada 100 metros y la penetración de éstas. Hay un aumento significativo en la productividad de los pozos, tanto de petróleo como de gas. Eso se ve con la producción inicial y con la acumulada del pozo. También se mejoraron mucho los costos de perforación a través de equipos más modernos, los walking rigs, que hacen que un pozo que antes te costaba u$s 18 ó 20 millones ahora cueste u$s 12 ó 13 millones, u$s 10 millones en algunos casos.

El segundo factor es que se mejoró mucho por el lado de la competitividad a partir de la adenda de enero de 2017. Parece que fue hace un montón, pero estamos hablando de un año y medio cuando se discutió cómo poder mejorar la competitividad de estos sectores. Competitividad y productividad son esenciales.

El tercer factor que para mí fue crítico también es que se empezaron a dar señales claves sobre los precios del mercado. En 2015 había un precio del petróleo regulado y todavía estábamos con el barril criollo. Luego hubo que hacer una transición hacia el libre mercado, que teóricamente lo alcanzamos en noviembre-diciembre del año pasado. Precios de libre mercado de petróleo significan que hay reglas claras y eso es esencial para la industria. En el gas pasó algo similar. Se empezaron a brindar señales claras. Uno se olvida de que en 2015 el gas estaba a u$s 2 –o menos– de promedio en la industria y en residenciales todavía estaba la pesificación. No existía el sendero que puso después el anterior ministro de Energía, Juan  José Aranguren. Los precios estaban regulados y lo que hubo a partir de ahí fue una señal clara de que el horizonte en el gas eran los precios de mercado. Fue el famoso sendero de Juanjo que ahora quedó por la mitad, pero se hizo un recupero sustancial.

Además de eso, durante 2017 se creó la Resolución 46/2017, el programa de estímulo a las inversiones más convencionales, que de alguna manera favorecía lo que en la industria llamamos un de-risking del área más acelerado. No era tanto un diferencial de precios que cerrara para el negocio en sí mismo, porque estamos hablando de que son inversiones de muy largo plazo; son yacimientos que tienen que durar 20 ó 30 años, pero era un estímulo para poder desarrollar Vaca Muerta mucho más rápido. De hecho, hay compañías que tienen ese estímulo; son pocas, y varias más hemos aplicado y estamos esperando la respuesta de las autoridades nacionales. Ése fue un factor adicional para acelerar los programas.

En síntesis, en los dos o tres últimos años se dieron factores de productividad, competitividad y las señales de precios más adecuadas. Eso se convirtió en un combo para dinamizar los negocios.

Ustedes tienen un proyecto en La Calera en Neuquén, ¿están pidiendo la concesión del área no convencional a 35 años?

Estamos en conversaciones con la provincia y esperamos poder llegar a un acuerdo próximamente.

Sorprendió la decisión de Pluspetrol de salir a comprar equipos de perforación, ¿por qué lo hicieron? ¿Qué sinergias vieron?

Fue una decisión estratégica de la compañía. Este tipo de desarrollos requieren coordinación, contar con los equipos y la tecnología en el momento en que uno la necesita y no estar permanentemente renegociando ni viendo los contratos. Definimos estratégicamente que este desarrollo lo vamos a hacer de la forma en que nosotros queramos y como lo podamos manejar. La perforación es crítica. El 80-90% de la inversión es en pozos. En La Calera puede significar de u$s 3.000 a 5.000 millones y hasta más también, dependiendo de la cantidad de objetivos que podamos desarrollar. Hoy ya con el pozo que hemos hecho sabemos que tenemos tres niveles objetivos que ver cuando preveíamos uno. Tenemos otros dos que pueden significar muchos más pozos, muchas más inversiones.

¿Eso en función de la delimitación del área?

Tiene que ver con la estructura de Vaca Muerta en el área de La Calera. De los 300 metros que posee, hay como 100 que son productivos y tienen un alto nivel de orgánico. En esos 100 metros hemos detectado tres capas de interés: la cocina, el orgánico inferior y el orgánico superior. Son tres objetivos donde sabemos que hay un gran potencial, pero necesitamos desarrollarlo, explorarlo en ciertas partes. La inversión en perforación y en completación es crítica. Por eso, además hemos comprometido un equipo de fractura para uso exclusivo nuestro en los próximos años.

¿Por ahora van a traer sólo equipos de perforación?

Hemos analizado también expandirnos al área de fractura, pero es muy particular y requiere algún tipo de conocimiento. Lo hemos meditado, lo hemos pensado, estaba dentro de las variables, pero en esta instancia decidimos sumar a una compañía socia como Weatherford, una de las principales en este rubro, con un compromiso exclusivo de dedicación para el área de La Calera.

Cuando se empezó a hablar de La Calera, el foco era gas. ¿Con el recupero de los precios del petróleo el área da también para llevar adelante un desarrollo petrolero?

La relación gas/petróleo (GOR, según sus siglas en inglés) que hay en el campo sabemos que va a variar en lo ancho del lote por cómo estamos en la zona, pero los resultados del ensayo del último pozo, el exploratorio que hemos hecho ahí, han sido con un GOR mucho menor de lo previsto, lo que significa mucho más líquido; eso nos permite desarrollar el área en función de las alternativas que tengamos. Obviamente, las variables de los precios y las señales del mercado  nos van a permitir en La Calera irnos más para el lado del petróleo o del gas según lo veamos más conveniente.

¿En Vaca Muerta aspiran a tener una rentabilidad superior a la que tienen en Centenario o en 25 de Mayo?

El potencial de Vaca Muerta es enorme, aunque se confirme sólo una parte de lo que dice la EIA (Administración de Información de Energía, según sus siglas en inglés). Ellos hablan de recursos técnicamente recuperables por 305 TCF (trillones de pies cúbicos, según sus siglas en inglés) y el país consume 1,5 TCF. Ese dato alcanza para imaginar los años que tenemos para esto. Uno de los desafíos es ver cómo monetizar y desarrollar estos campos. La rentabilidad va a estar dada por que uno tenga mercado y por los costos, de tal manera de poder ver si conviene más invertir en Vaca Muerta o en algún convencional. Si hay potencial de mercado, se invertirá en todo.

Hay varias petroleras que están pensando en estudiar más a fondo la posibilidad de instalar una terminal de licuefacción  de LNG, ¿están evaluando el tema?

Nosotros somos una compañía productora; la prioridad por ahora es desarrollar Vaca Muerta, pero muchas veces la discusión es cómo desarrollar mercados para monetizar las reservas que uno tiene. Tal es así que en su momento nos metimos hasta en centrales térmicas, etc. En Perú también favorecimos el mercado de LNG. Uno de los factores para monetizar las reservas de gas que tenía Perú era poner la planta de LNG, donde no participamos directamente pero sí a través del suministro y el compromiso de las reservas para que esa planta pueda funcionar, porque las inversiones en este tipo de industrias son millonarias. Estamos hablando de que una planta de LNG cuesta u$s 4.000 ó 5.000 millones o más, dependiendo de la capacidad que uno quiera. Son decisiones mayores y de muy largo plazo, de 20 ó 30 años, en los que se necesita tener estabilidad, contratos claros; es un desafío. Lo bueno es que el potencial está, el potencial de Vaca Muerta da para que se hagan muchas cosas, para que se aumente no sólo la competitividad de las industrias nuestras, las petroquímicas, sino también para el desarrollo de gas residencial, para que todo el mundo tenga gas y exportarlo a los países limítrofes. Tenemos cinco gasoductos que hicimos en su momento con Chile y la verdad es que se trata de una oportunidad, porque ya las instalaciones están hechas. También se estaba hablando de la construcción de un gasoducto a Rosario. Todo eso va a significar mejoras en la industria, pero implica ser competitivos, y una planta de LNG también va a necesitar que sea competitiva con el mundo y eso requiere que nuestra macroeconomía tenga reglas claras. Las reservas están y eso es lo más importante, y se van a ir confirmando. Los americanos la tienen clarísima: cuando la EIA te dice que es lo que hay, lo saben porque ellos han desarrollado mucho antes en Estados Unidos. Y la verdad es que cada día que se perfora un pozo en Vaca Muerta se va comprobando que lo que decían ellos

es verdad. Uno habla de los TCF, pero también de 12.000 millones de barriles de petróleo. Nosotros consumimos 200 millones de barriles de petróleo por año. Cada día que pasa vamos confirmando con los pozos perforados que el potencial está, los recursos están, hay que pasarlos a reservas y eso requiere precio y competitividad. Todavía estamos lejos de los que están en Estados Unidos. Un pozo en el Permiam (Estados Unidos), con una rama de 10.000 pies, está en u$s 6 millones, terminado, completado y listo para producir. Nosotros todavía estamos en el doble. Y si hablamos de LNG, requiere competir con el mundo y, para ello, tener reglas claras.

En La Calera, ¿qué programa de trabajo ya tienen establecido?

Lo que estamos viendo ahora es un primer plan piloto de nueve pozos, pero con el exploratorio ya hecho y con la sísmica 3D vemos que muy rápidamente vamos a ir al desarrollo. De hecho, ya lo tenemos previsto en nuestros planes. No hay que olvidar que es un área en la que contamos con el apoyo de nuestro socio principal y que nos acompaña totalmente en el piloto y en el desarrollo. Ellos están al lado con Loma Campana. Así que no vemos riesgo en el sentido geológico, por lo que ya estamos vislumbrando el paso al desarrollo muy rápidamente. Digo muy rápidamente porque, de acá a fin de año y a principios del que viene, vamos a estar incorporando dos equipos de perforación adicionales de última generación específicamente dedicados a perforar el área, con una inversión de más de u$s 50 millones.

¿Ahora arrancan con el equipo que ya tenían?

Ahora arrancamos con nuestro equipo, el Plus 01, que también demandó una inversión de aproximadamente u$s 25 millones con el upgrade que le hemos hecho para perforar las ramas horizontales. Ya estamos arrancando con ese equipo y se van a sumar dos más entre fin de este año y principios del próximo. Y si podemos cerrar las negociaciones con las provincias, estamos confiados en empezar a producir en el inicio de 2019. Queremos completar algunas facilities preliminares en febrero-marzo del año que viene con el fin de poder poner en producción estos pozos para la fase de desarrollo. El año próximo estamos pensando en 20 pozos más. Tenemos que transitar nuestra curva de aprendizaje y probablemente podamos perforar más pozos.

En estos primeros nueve pozos, ¿en qué diseño están pensando de rama lateral?

2.000 metros.

¿Luego la idea es migrar hacia el diseño que hay en  Estados Unidos?

Lo antes posible, pero nos queda este camino que hay que recorrer. No solamente nuestro, sino también por el área. Aquí hay una formación, Quintuco, que hay que transitarla, que trae algunos problemas dependiendo de qué se toca. Una zona puede estar bien, pero a los metros puede ser diferente. Hay que ser cuidadosos, ir aprendiendo, conociéndola y eso vamos a transitarlo. ×