Vaca Muerta vs Permian: la productividad supera a Texas pero la eficiencia todavía marca la brecha

Los pozos neuquinos son entre un 25% y un 65% más productivos que sus pares texanos. Sin embargo, costos de desarrollo, tiempos de perforación, cantidad de sets de fractura y presión impositiva explican por qué la cuenca argentina todavía no compite en igualdad de condiciones.

La referencia obligada para medir la competitividad de Vaca Muerta es el Permian Basin, la formación no convencional más prolífica del mundo, ubicada en Texas y Nuevo México. El reflejo frente a ese espejo ofrece un diagnóstico mixto: la geología neuquina produce más, pero el ecosistema operativo local todavía tiene brechas importantes que cerrar para alcanzar los parámetros de eficiencia del shale estadounidense.

En términos de productividad por pozo, la ventaja argentina es consistente. Un informe de la consultora McKinsey & Company relevó que los pozos perforados en Vaca Muerta alcanzaron una producción máxima de 82.000 barriles de petróleo en los primeros 90 días, frente a los 76.000 barriles de la cuenca Delaware, el principal play del Permian. Adicionalmente, los pozos de las últimas tres campañas anuales de Vaca Muerta produjeron acumulados al menos un 23% mayores que sus pares de Delaware.

Ejecutivos de las principales operadoras han sido más contundentes en las comparaciones más recientes. Marcos Bulgheroni, CEO de Pan American Energy, y Horacio Marín, de YPF, coincidieron en que los pozos de Vaca Muerta son en promedio un 65% más productivos que los de Permian. Bulgheroni detalló que los pozos neuquinos entregan un acumulado cercano al millón de barriles frente a los 600.000 del yacimiento estadounidense. Esa ventaja geológica tiene raíces técnicas: la formación tiene un mayor contenido orgánico que Eagle Ford, una presión de reservorio comparable a Permian y un petróleo liviano con bajo contenido de azufre (menos del 0,5%), lo que facilita el refino y amplía los mercados de exportación.

El punto de equilibrio técnico de los pozos de Vaca Muerta está alineado con los principales campos no convencionales de Estados Unidos, pero en algunos análisis incluso lo supera: estimaciones privadas ubican el breakeven neuquino en un rango de entre USD 36 y USD 45 por barril. En comparación, el breakeven promedio del shale estadounidense se estima en torno a los USD 70 por barril y podría trepar hacia los USD 95 por barril hacia mediados de la próxima década a medida que se agoten los mejores inventarios.

Sin embargo, la foto productiva es sólo una parte de la historia. Cuando la comparación pasa al terreno de la eficiencia operacional, la escala y los costos, el Permian mantiene una ventaja estructural significativa. Estados Unidos concentra más de 400 plataformas de perforación activas en el Permian y una inversión anual superior a los USD 40.000 millones. Vaca Muerta, en el mismo período, operó con aproximadamente 38 equipos y una inversión cercana a los USD 10.000 millones anuales.

Los tiempos de ejecución también marcan distancia. Un pozo en Permian se perfora en aproximadamente 5 días, mientras que en Vaca Muerta el proceso toma entre 20 y 30 días, aunque las operaciones promedio bajaron de 35 días en 2018 a entre 20 y 27 días en la actualidad. Completar un pad de cuatro pozos en Argentina demanda unos 234 días, contra los 200 días que requiere Permian. En la etapa de terminación, la productividad de Vaca Muerta está aproximadamente un 40% por debajo, con 6 fracturas diarias contra 10 en Estados Unidos.

La diferencia se explica en parte por la oferta disponible de servicios. Permian cuenta con más de 100 sets de fractura activos operados por decenas de compañías, frente a los aproximadamente 10 sets que operan en Vaca Muerta, donde el mercado está concentrado en cinco compañías principales. Los equipos de perforación y terminación estadounidenses son además tecnológicamente más avanzados, con propulsión a gas o electrificación que reduce costos operativos. En Neuquén, el avance ha sido más lento: Vista electrificó el primer equipo de perforación hace apenas un año y Tenaris incorporó recientemente sets de fractura con tecnología Dynamic Gas Blending que sustituyen el diésel por gas natural.

Los costos de desarrollo por pozo muestran otra brecha. Un pozo no convencional en Estados Unidos ronda entre los USD 10 y USD 12 millones, mientras que en Vaca Muerta el costo promedio se ubica entre USD 12 y USD 14 millones. En términos laborales, sin embargo, la ecuación se invierte: el costo de la fuerza laboral en Neuquén es aproximadamente cuatro veces menor, con sueldos iniciales de alrededor de USD 20.000 anuales frente a los USD 85.000 anuales en Permian.

El frente impositivo también marca desventajas para la operación argentina. El petróleo de Vaca Muerta enfrenta un 8% de retenciones a las exportaciones, el Impuesto a las Ganancias con una alícuota del 35% (contra el 25% en Estados Unidos), impuestos al débito y crédito bancario, y derechos de importación sobre equipos y repuestos. Ninguno de esos gravámenes aplica en el shale estadounidense. La incorporación del upstream al RIGI y la flexibilización reciente del régimen apuntan precisamente a neutralizar parte de esa diferencia fiscal, al menos para los proyectos que califiquen al esquema de incentivos.

El volumen absoluto de producción ilustra la escala que separa ambas cuencas. Permian produce alrededor de 6,2 millones de barriles diarios de petróleo, aproximadamente 16 veces más que los cerca de 603.000 barriles diarios de la producción no convencional argentina. La comparación es injusta en términos de historia de desarrollo —Permian lleva más de un siglo de explotación petrolera y más de una década de operación masiva de shale—, pero dimensiona el margen de crecimiento que todavía tiene Vaca Muerta.

La conclusión operativa que extraen ejecutivos y analistas es que Vaca Muerta tiene la geología para competir, pero la eficiencia operativa aún necesita recorrer camino. Reducir tiempos de perforación y terminación, bajar el costo por pozo en al menos USD 2 millones, ampliar la flota disponible de sets de fractura y equipos eléctricos, y neutralizar la carga impositiva son los frentes en los que se jugará la competitividad de la cuenca. Si ese ajuste avanza a buen ritmo, la estimación de la EIA de Estados Unidos sobre los 16.000 millones de barriles de shale oil recuperable y los 308 trillones de pies cúbicos de gas natural en Vaca Muerta podría traducirse en un peso real en el balance energético global.