“Con más precio Neuquén podría cubrir la demanda argentina de gas”

Según Héctor Mendiberri, subsecretario de Hidrocarburos provincial

El funcionario indicó que la gobernación de Jorge Sapag está a punto de cerrar un acuerdo con Nación para fijar un valor diferencial para el shale gas, que oscilaría entre los 5 y los 7 dólares. Aseguró que las reservas no convencionales de gas podrían superar los 600.000 MMm³. Y pronosticó que en 2011 las inversiones de las petroleras en Neuquén superarán los u$s 1.100 millones.

Los ensayos de varias petroleras, entre las que se encuentran YPF y Apache, fueron auspiciosos. Probaron la existencia de formaciones no convencionales de gas natural, de shale gas y de tight gas. Despejado el camino técnico de la ecuación, lo que aún resta solucionar es la variable económica de los proyectos.

“Estamos trabajando con Nación para fijar un precio diferencial para el shale gas (gas de roca madre) que oscilaría entre los 5 y los 7 dólares por millón de BTU. Estimamos que el acuerdo va a estar listo para antes de fin de año”, precisó Héctor Mendiberri, subsecretario de Hidrocarburos de Neuquén.

El precio equivale al que se paga para importar el hidrocarburo desde Bolivia y es menor al que cuesta traer gas por barco (LNG), cuyo valor ronda los u$s 10.

Las iniciativas de shale gas requieren de un mayor valor del fluido porque su desarrollo es mucho más costoso: hay que fracturar los plays en varias etapas y los pozos declinan de manera más veloz que los convencionales. Por eso los productores reclaman precios más altos que repaguen las inversiones.

“Neuquén cuenta con formaciones como Vaca Muerta o Los Molles con importantes reservas de shale gas. En la industria se habla de recursos superiores a los 600.000 millones de metros cúbicos (MMm³) del fluido, equivalente a dos yacimientos Loma La Lata”, señaló el funcionario a Revista Petroquímica, Petróleo, Gas & Química.

El potencial de la Cuenca Neuquina se apoya, a su entender, más en el gas de roca generadora (shale) que en el de arenas compactas (tight). La provincia acaba de licitar, a través de la empresa provincial Gas & Petróleo, una tercera ronda de áreas secundarias para promover las inversiones en exploración de formaciones de shale gas.

“La mayoría de las grandes operadoras de la provincia (YPF, Total, Apache y Pluspetrol) y otras internacionales (ExxonMobil) demostraron interés en los bloques”, afirmó Mendiberri.

Levantar la producción

Desde su asunción en 2007 uno de los principales objetivos de la gobernación de Jorge Sapag fue frenar la caída de la extracción de hidrocarburos, sumida en una curva decreciente desde 2005. En ese sentido, primero logró que el Gobierno lanzara el programa Gas Plus, que permite mayores precios para la nueva oferta del hidrocarburo (hoy existen más de 35 iniciativas en Neuquén enroladas en el plan). “También encaramos la renegociación de las áreas que vencían en 2016, porque entendemos que las petroleras precisan de un horizonte temporal de largo plazo para incrementar sus niveles de inversiones en yacimientos no convencionales”, destacó el subsecretario.

Al mismo tiempo, la gobernación concedió una serie de incentivos impositivos a las operadoras para favorecer la exploración. “Desgravamos el Impuesto al Sello para las operadoras que lleven adelante planes de exploración en áreas improductivas y lo bajamos a la mitad (del 0,14 al 0,07 por 1.000) para los contratos que se fijen entre productores y refinadores”, explicó el funcionario.

La intención –agregó– es incrementar el nivel de de-sembolsos petroleros que recibirá la provincia en los próximos años. En 2010 las inversiones alcanzaron los 1.060 millones de dólares, un 20% más que en 2009 (860 millones). “El año que viene los desembolsos superarán los u$s 1.100 millones”, pronosticó Mendiberri. “Por todo eso creemos que este año fue positivo para la provincia”, añadió.

No convencional

Los principales yacimientos de Neuquén –con Loma La Lata y Aguada Pichana a la cabeza– entraron indefectiblemente en su etapa de declinación. Se trata, a decir de Mendiberri, de campos maduros que pierden entre un 8 y un 10% de producción por año tanto de gas natural como de petróleo.

Por eso la gobernación patagónica apunta a hacer del gas no convencional un caballito de batalla para captar inversiones a mediano y largo plazo. En ese sentido, Mendiberri no dudó en afirmar que “con precios competitivos el desarrollo de los campos tight y shale gas provocaría una enorme revolución productiva en la provincia”.

Es que como se trata de yacimientos de mayor dificultad geológica se precisa de mayor tecnología y mano de obra para ponerlos en producción.

Para poner un ejemplo, si un pozo convencional de 2.200 metros cuesta alrededor de 900.000 dólares, uno de tight gas a 4.500 metros puede rondar los u$s 2,5 millones debido a que es necesario fracturar múltiples capas del yacimiento.

Por ahora, sólo Apache y Total están produciendo tight gas. La norteamericana produce una pequeña cantidad en una formación de arenas compactas en su yacimiento Estación Fernández Oro (algo más de 300.000 m³/día), que vende a un precio diferencial cercano a los 4 dólares por millón de BTU. La petrolera francesa, en tanto, comercializa cerca de 600.000 m³/día a la administradora eléctrica Cammesa a u$s 4,10.

“Esperamos que los proyectos Gas Plus, que habilita mejores precios para la nueva oferta del fluido (hay 35 aprobados), avancen con vistas a conocer en detalle los recursos con los que cuenta la provincia”, concluyó Mendiberri.

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