Los enormes hallazgos de petróleo y gas “no tradicionales” en el país se han convertido en nuevo imán para las petroleras

Carlos Boyadjián | iEco

De acá a cinco años, la Argentina puede comenzar a revertir el déficit que hoy tiene el sector energético a partir de la caída de las reservas de gas y petróleo desde 2004 a la fecha. La apuesta es desarrollar los recursos probables de shale gas y tight sand gas (gas de esquistos y de arenas compactas) así como el shale oil (petróleo en roca madre) que la Argentina tendría en gigantescas cantidades.

Pero para que eso ocurra, los analistas consideran que deben cumplirse algunas condiciones. Por ejemplo, tener precios que incentiven la exploración y hagan rentable la producción, contar con reglas de juego claras y mantenerlas estables en el tiempo. Además, es necesario mejorar la logística y desarrollar una cadena de proveedores adecuada.

La buena noticia es que a diferencia del pasado, hoy existe –en el mundo y en el país– la tecnología que permite la extracción de gas y petróleo entrampados en las rocas y que aún no filtró a los yacimientos, lo que requiere de tecnologías no convencionales (perforación horizontal y fractura hidráulica) para extraerlos. Pero se trata de una tecnología más costosa y que demanda fuertes inversiones en equipos y operaciones.

Un informe de la Administración de Información Energética del Departamento de Energía de Estados Unidos sobre las perspectivas mundiales del shale gas , asegura que nuestro país tendría “recursos técnicamente recuperables” por 774 TCF (billones de pies cúbicos). Esto coloca a la Argentina como el tercer país del mundo con mayor dotación de shale gas , con un 11% del total estimado a nivel global, detrás de China y Estados Unidos. Y más de la mitad de esa disponibilidad estaría en la Cuenca Neuquina, la nueva meca del sector hidrocarburífero en el país.

Para tener una medida de lo que esto significa, basta recordar que el yacimiento gasífero de Loma La Lata (Neuquén) tenía, al descubrirse, reservas por 10 TCF, un volumen que cambió radicalmente la matriz energética nacional en las últimas dos décadas. Hoy se calcula que las reservas totales de gas natural del país llegan a 13,4 TCF. El potencial es enorme, pero hay que confirmar las estimaciones preliminares.

Imán de inversiones Las expectativas respecto del potencial del shale gas y, en menor medida, el shale oi l son tales que desde hace dos años hay inversiones volcadas a la exploración de estos combustibles, que ya superan los US$ 1.200 millones. Durante la exposición Oil & Gas 2011 en octubre pasado, el director de Exploración y Producción de YPF, Tomás García Blanco, señaló que “desde el punto de vista del largo plazo, los activos en Argentina parecen garantizar el autoabastecimiento a partir de los recursos no convencionales”.

A menos de un mes de esas palabras, YPF anunció el 7 de noviembre el hallazgo de un megayacimiento de petróleo y gas no convencional, con recursos probables por 927 millones de barriles equivalentes de petróleo, una magnitud que casi duplica los recursos totales de la compañía en el país.

La firma fue la primera en anunciar en diciembre pasado que había encontrado un reservorio de shale gas en la formación Vaca Muerta (Cuenca Neuquina) con reservas probables por 4,5 TCF y en abril anunció el descubrimiento de shale oil en la misma cuenca, equivalente al 35% de sus reservas de crudo. Además de YPF también están explorando la canadiense Apache Energy, Pan American Energy, Exxon Mobil y Total.

Respecto de alcanzar el autoabastecimiento, el ex secretario de Energía Daniel Montamat cree que “se han sobreactuado las expectativas, esto puede ser en cinco años o más, haciendo bien las cosas”. Para Montamat, la clave es el precio que se pague por el gas no convencional.

El gobierno ha comprometido un precio por el gas no convencional similar al del programa Gas Plus (hoy estimado en US$5 el millón de Btu) pero un tema importante es que las empresas deben buscar la demanda (el comprador). Así, YPF hizo un acuerdo con Vale do Rio Doce para abastecer a la mina de potasio que tiene sobre el río Colorado, en tanto que Apache acordó venderle el gas a Cammesa.

“Buscar shale gas es una estrategia de largo plazo, que todavía moviliza más expectativas que inversiones”, sostiene Montamat. Pero aclara: “Esto no impide que empresas internacionales quieran tener un asiento en el país porque empiezan a ver el potencial que tiene y quieren estar posicionados”.

El ex secretario de Energía Jorge Lapeña dice ser “cautamente optimista”, porque “potencialmente el mapa energético del país puede cambiar, pero todavía hay que pasar de hablar de recursos potenciales a tener reservas probadas”.

Una vez confirmadas las reservas, se necesita hacer los estudios de factibilidad técnica, económica y ambiental, para evaluar si es comercialmente explotable. “Todavía estamos lejos de eso. ¿Cuán lejos? No antes de cinco años”, pronostica Lapeña. Y destaca que en Estados Unidos, donde el shale y tight gas ya explica un 23% de las producción gasífera, la mayor oferta de combustible hizo caer fuertemente el precio del gas natural.

Por su parte, Roberto Brandt, consultor en temas energéticos, sostiene que “las perspectivas del shale gas son promisorias en Argentina, y sería una opción estratégica para revertir el déficit energético”. Pero dice que “a nivel mundial uno de los grandes desafíos de esta tecnología es la cuestión ambiental porque requiere gran cantidad de agua y utiliza productos químicos”, apunta. Y agrega que “el mayor desafío es la logística en camiones, personal capacitado y disponer de cantidades de empresas proveedoras” de bienes y servicios.

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