No hay visita oficial de altos funcionarios del
Gobierno nacional o encuentro con mandatarios y empresarios del exterior en los
que no esté presente, implícita o explícitamente, Vaca Muerta. El último
anuncio ocurrió a fines de enero en Davos, cuando Total anunció al ministro de
Producción, Francisco Cabrera, US$500 millones de inversión para no convencionales.
En verdad, desde que un informe del Departamento de
Energía de Estados Unidos determinó en 2013 que la formación patagónica podría
contener la segunda reserva mundial técnicamente recuperable de shale gas y la
cuarta de petróleo, todas las miradas en el sector se dirigen hacia allí. En
los últimos años, YPF pero también otros grandes jugadores a nivel
internacional, tomaron concesiones e iniciaron la exploración, y en alguna
medida la producción, en la zona.
En la industria de hidrocarburos los términos de la
ecuación económica incluyen, en primer lugar, la existencia de los recursos,
pero también la profundidad y dificultad para extraerlos, los costos de
producción, los precios de mercado, y además, el tiempo que lleva transformar
los recursos existentes en reservadas probadas y económicamente rentables. En
eso estamos en Vaca Muerta.
En los últimos meses parece haber un punto de
inflexión que alienta las esperanzas cifradas en esta formación. Según nuevos
estudios, habría evidencia de que algunos de los bloques actualmente en
exploración de shale gas (gas de esquistos) y tight gas (arenas compactas) son
de clase mundial y tienen un potencial equiparable con algunos de los más
productivos de Estados Unidos, el país donde más se desarrolló la tecnología
del fracking y la perforación de la roca madre.
Un reciente informe de la consultora IHS Markit
sobre Vaca Muerta señala que “podría generar aproximadamente 560.000 barriles
diarios de líquidos y 6.000 millones de pies cúbicos de gas diarios para el año
2040”, no obstante, ese potencial energético requiere de “una inversión anual
significativa de US$ 8.000 millones sólo para perforación y completamiento
durante el período de mayor actividad, junto con una garantía continua de un
entorno empresarial estable por parte del Gobierno”.
El análisis de IHS Markit resalta que en la
actualidad las áreas susceptibles de generar gas de Vaca Muerta son más
atractivas que las que pueden generar petróleo. En cuanto a las áreas de gas
seco, recomienda “precios de punto de equilibrio por debajo del precio regulado
por el Gobierno de US$7,50/MMBtu”. Y aclara que “los resultados preliminares de
los pozos horizontales de Aguada Pichana y El Orejano indican que el potencial
económico podría ser aún más atractivo”.
Fuentes del sector destacan que en Aguada Pichana
(tight gas), operada por la francesa Total en asociación con Wintershall, Pan
American Energy e YPF, los resultados de los pilotos “son muy alentadores” y
permiten “compararlo a los yacimientos shale más productivos de Estados
Unidos”. Aún no está definido el programa de inversiones para este año y según
pudo saber el Económico ahora se abre una etapa de discusión entre los socios
para determinar ese monto.
Consultado sobre el potencial de yacimientos como
El Orejano (YPF-Dow) y Aguada Pichana, el geólogo Luis Stinco, titular de la
consultora Oleum Petra, sostiene que “todavía va a haber sorpresas positivas en
Vaca Muerta. No digo que éstos no puedan tener potencial, pero también puede
haber en otros lugares cosas importantes, algunos que ya están en exploración”.
Considera que se avanzó en el conocimiento de la formación pero todavía hay un
tema de costos. Mientras que un pozo convencional a 2.300/2.500 metros de
profundidad “puede costar US$3 millones, el mismo pozo en no convencional puede
estar en US$10 millones”, explica.
“No somos Kuwait pero vamos en la dirección
correcta”, asegura Daniel Kokogian, especialista en Upstream (exploración y
desarrollo) y director de YPF, y agrega que “estamos mucho más cerca que hace
dos años”. En su opinión esto se debe a que entre 2012 y 2015 se perforaron
unos 400 pozos horizontales, con resultados diversos, pero “a partir de 2016
todos los pozos fueron verticales”. La diferencia fue “una reducción de costos,
pero también que la productividad de los pozos fue mejorando, sobre todo en
gas”.
Además, el Gobierno nacional ha dado señales de
precio a la industria, garantizando un valor estímulo (US$7,50/MMBtu), en el
marco del Plan Gas, que estará vigente hasta el 31 de diciembre de 2019. Esto
representa un incentivo para las empresas, que hasta hace poco percibían
US$2,60/MMBtu.
Todo esto está movilizando los planes de inversión
en Vaca Muerta. Según fuentes del Ministerio de Energía, Servicios Públicos y
Recursos Naturales de Neuquén, casi el 40% de la producción en la provincia
corresponde a yacimientos tight y shale. “En los últimos tres años la
extracción de gas en la provincia comenzó a repuntar tras una década de caída”,
explican en la dependencia oficial, y añaden que “el año pasado la producción
de las formaciones tight aumentó 42% y la del shale 25,8%, y creemos que se
mantendrá la tendencia”.
En la actualidad Neuquén tiene otorgados 19
contratos de proyectos no convencionales en marcha. En conjunto, las empresas
tienen inversiones comprometidas por US$ 5.594 millones durante las etapas de
piloto, que ascenderían a US$121.716 millones en caso de que estas tareas
arrojen buenos resultados y se pase a la etapa de desarrollo.
Desde el Ministerio de Energía provincial aseguran
que “si se generan las condiciones adecuadas, las inversiones seguirán
llegando”. Y aclaran que “con una inversión anual de US$10.000 millones en
yacimientos no convencionales de gas, Neuquén estará en condiciones de
solucionar el déficit energético que hoy tiene el país”.
PUBLICADO
EL 26-02-2017
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