Mendoza Energy Summit
Vaca Muerta ya no es una promesa reservada exclusivamente para la provincia de Neuquén.
En el extremo norte del Play no convencional, debajo del suelo de Malargüe en la provincia de Mendoza, la industria petrolera ya ha comenzado a validar la productividad del subsuelo a través de los primeros pozos horizontales completados con fractura hidráulica multietapa. Sin embargo, la transición técnica desde la etapa piloto hacia un desarrollo masivo exige una ecuación operativa económica, infraestructura de transporte adecuada y un abastecimiento eficiente de insumos críticos.
Durante el Panel II del Mendoza Energy Summit, desarrollado en el Hotel Hilton de Mendoza, la primera mesa de debate abordó los resultados técnicos de la formación no convencional en el área y las condiciones requeridas para atraer capital a largo plazo. El bloque contó con la moderación de Lucas Erio, director de Hidrocarburos de Mendoza, y las exposiciones de Pablo Iuliano, CEO de TanGo Energy, y Carlos Gilardone, presidente y CEO de Quintana Energy.
Geología probada y el desafío de la rentabilidad
Uno de los principales anuncios del bloque fue el adelantamiento de los compromisos de perforación. Mientras que YPF tenía plazo hasta 2028 para concretar dos nuevos pozos, la compañía decidió anticipar los trabajos para este trimestre, un movimiento replicado por Quintana Energy al adelantar sus metas originalmente previstas para 2027.
Al analizar el potencial geológico del sur mendocino, Pablo Iuliano rememoró los inicios de la explotación no convencional en el país: “Cuando había mucha gente que no estaba convencida, en el 2012 nosotros creíamos que Vaca Muerta era un proyecto para cambiar la realidad y el desarrollo del país”. El CEO de TanGo Energy remarcó la importancia estratégica de expandir la frontera del shale: “A partir del año pasado, tomamos el desafío de empezar a explorar las zonas más de fronteras de Vaca Muerta, de las cuales creemos todavía que hay mucho potencial, que no hay tantas compañías interesadas en tomar riesgo y hacer lo necesario para hacerlo”.
Sin embargo, Iuliano enfatizó que la viabilidad comercial depende de equiparar la estructura de costos con la del corazón de la cuenca neuquina: “Sabemos que un proyecto de desarrollo lleva inversión de tiempo, dinero. Tenemos que tener en cuenta que tenemos que seguir perforando pozos y entender cómo se comporta el subsuelo. La otra parte del desafío es cómo hacer que eso sea económico y rentable”.
La escala operativa de Vaca Muerta demanda un despliegue logístico de gran magnitud. Al respecto, el ejecutivo detalló que “cada pozo de Vaca Muerta lleva 15 mil toneladas de arena, 100 mil m³ de agua más toda la infraestructura y armar un plan de desarrollo para entre 100 y 150 pozos y eso nos pone ante un desafío inmenso”. Iuliano advirtió sobre la competencia directa por los dólares de inversión entre áreas: “Si los costos de los pozos de la zona sur de Mendoza no son equiparables a los que tenemos en Neuquén, cada dólar disponible va a ir al proyecto que tenga mejor estabilidad”.
Rutas detonadas y cuellos de botella en la frontera no convencional
Por su parte, Carlos Gilardone graficó la profunda transformación operativa de Quintana Energy tras ingresar a la zona a través del Plan Andes de YPF: “La compañía sufrió un cambio vertiginoso a partir del Plan Andes, pasamos de una producción de 250 barriles por día a una producción de 2 mil barriles equivalentes por día y todo eso lo hicimos en un lapso de menos de dos años”. En esa línea, adelantó las metas presupuestarias de la empresa: “Algo que sabemos en Quintana es pasar la motosierra y poner las cosas en orden. Hoy tenemos invertido en 2026 80 millones de dólares y vamos a seguir invirtiendo para el año que viene más de 100 millones de dólares, y en todo ese paquete de inversiones está Vaca Muerta”.
Gilardone fundamentó el optimismo técnico de la compañía en la vasta información previa del subsuelo: “Hay más de 60 pozos verticales que cortaron Vaca Muerta y que tienen ensayos con fluidos y con presiones. Es decir, sabemos qué espesor tiene Vaca Muerta, qué fluidos tiene y qué condiciones petrofísicas podemos encontrar”. Además, destacó estudios en superficie sobre afloramientos de la formación a menos de 15 kilómetros de sus yacimientos, como en Sierra de Bueyes.
No obstante, el CEO de Quintana Energy fue tajante respecto a las deficiencias en materia de infraestructura vial y logística que encarecen las operaciones en la provincia: “Vaca Muerta para poder desarrollarse en el norte de la cuenca necesita que la logística sea más simple. Si un pozo en Vaca Muerta cuesta a lo mejor 13 millones de dólares, no nos puede estar costando 20 millones de dólares; entonces hay cuestiones de logística, no puede ser que estemos trayendo la arena del río Paraná en camiones por rutas que están detonadas”.
En ese sentido, apuntó a la necesidad de infraestructura estratégica para conectar las bases operativas locales con los yacimientos: “La Ruta 40, que une nuestro yacimiento con Malargüe, tiene 80 km sin asfalto y es una Ruta Nacional; entonces eso nos impide traer servicios y gente de Malargüe, y tenemos que contratar todo desde Río Cuarto. Tenemos que pensar de esa manera Mendoza, porque Mendoza da estabilidad, da incentivos económicos, pero tiene que resolver esas cuestiones”.
Marcos de incentivo y el desafío de la etapa exploratoria
Al referirse a los marcos normativos para promover el flujo de capitales, Gilardone analizó el alcance del Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI). Si bien lo catalogó como una herramienta sólida para etapas de desarrollo masivo, marcó sus limitaciones en áreas donde el recurso aún no está completamente delineado: “En esas zonas más exploratorias nuestras como en Cañadón Amarillo, en donde todavía tenemos que probar el recurso, no hace tanto match con lo que necesitamos. Necesitamos implementar un modelo que permita acelerar los desarrollos en la zona de exploración de Vaca Muerta, no solamente en Mendoza”.