Retomar el autoabastecimiento del gas: el desafío del futuro

El jueves 13 de junio de 2013 el Departamento de Infraestructura recibió la visita del Lic. Jorge FERIOLI Presidente de CACME (Comité Argentino del Consejo Mundial de la Energía) y de su equipo el que expuso sobre: “Desarrollo necesario del Shale Gas para Reemplazar la Importación de GNL 2013 -2030”

26/06/2013

“El futuro se construye en el momento en que se comienza a pensar y a hablar de él.”
Raymond Williams (1921 -1988)
Crítico y estudioso Galés de la cultura. Integrante del Círculo de Birmingham

 



Introduccion por Alberto Calsiano

“El contenido de los artículos relacionados (ver al final del articulo), reflejan la opinión de distintos referentes del sector energético a los que la UIA ha ido convocando a fin de ayudarnos a reflexionar sobre un tema estratégico para nuestro país, así como para cualquiera del siglo XXI, como es el abastecimiento energético.

El tiempo siguió su curso. Hoy nos vemos frente a la necesidad de fuertes subsidios para mantener el sector en funcionamiento operativo, a lo que hay que agregar las enormes inversiones requeridas en el equipamiento de infraestructura energética.

El Departamento tomó conocimiento del trabajo desarrollado por el Lic. Jorge Ferioli, junto a otros colegas, sobre el gas No convencional, por lo que le propuso que se sumase a los invitados especiales que habitualmente nos visitan y que contribuyen a enriquecer nuestro conocimiento sobre el sector energético.

Como quedo plasmado en artículos anteriores, el tema de las “Shale” tanto en gas como en petróleo, es un tema clave para el país, si es que aspiramos a recobrar el autoabastecimiento energético que tanto nos costo conseguir y que fuimos perdiendo paulatinamente, al punto que hoy somos netamente importadores de energía, fundamentalmente de hidrocarburos.

Hoy importamos gas, tanto en forma de GNL, mediante barcos metaneros que lo transportan a 160 º C bajo cero y que luego se debe regasificar para poder inyectarlo en nuestro sistema de gasoductos, así como gas por ducto de Bolivia, y combustibles líquidos alternativos, como es el caso del Gas Oil, necesario para accionar nuestros Ciclos Combinados cuando crecía el consumo residencial en invierno y, que hoy prácticamente se ha extendido a lo largo de todo el año. El gran desafío que tenemos por delante es transformar los enormes Recursos No convencionales que poseemos en Reservas y así ir recuperando en el tiempo esa condición de auto abastecernos. El desafío, que sin duda es enorme, para transformarlo en realidad deberian ocurrir ciertos acontecimientos que los podríamos asimilar a un circulo virtuoso. De no lograrlo, nos veremos en la necesidad de continuar con crecientes importaciones de hidrocarburos y sus correspondientes costos asociados.

El ejercicio desarrollado por el Lic. Ferioli, que se presenta a continuación, justamente consiste en evaluar estos dos escenarios”

 

Para acceder al power que acompañó la exposición realizada por el Lic. Jorge FERIOLI Click aquí.




• Presentación del CACME y WEC

El Lic J. Ferioli concuerda en el hecho de que transformar las “Shales” en una realidad de modo tal que tengan un impacto en la matriz energética, es sin duda es un gran desafío. Antes de entrar en el tema hace una breve síntesis de lo que es Consejo Mundial de la Energía (WEC) y el Comité Argentino del Consejo Mundial de la Energía (CACME)

WEC es una organización fundada en el año 1924. Argentina fue prácticamente uno de los socios fundadores de la organización creada para entender sobre todo tipo de energía. Hoy la sede que está en Londres congrega a 93 países con más de 3.000 profesionales y como dijimos entiende en todo tipo de energía. Por medio de múltiples comisiones de estudio conformadas por técnicos de muchos países y de enorme valor se preparan trabajos orientados a como se deberían enfrentar los enormes desafíos que tiene la energía hoy en el mundo.

El CACME fue reorganizado estatutariamente en el año 1991, cuenta con 17 empresas miembro, la tarea por delante es que mediante la incorporación de profesionales se pueda realizar la vinculación de estos con otros de diversos países, integrándolos en grupos de estudio con lo cual se crea la oportunidad del contacto con la vanguardia de los diversos temas vinculados con la energía. A tal efecto en el CACME se formaron 7 grupos para estudiar y difundir los temas que analiza el WEC, como ser; Futuro de la energía, Eficiencia, Energía e innovación Urbana, Transporte, Energías Renovables, Acceso a la energía de los sectores vulnerables, Escenarios Energéticos al 2050, etc. Dichos Grupos se ponen a disposición del Departamento de Infraestructura de la UIA.

Además, el WEC ha creado el Grupo de Futuros Lideres Energéticos integrado por jóvenes profesionales (hasta 32 años) cuya finalidad es ser el relevo de los actuales dirigentes del organismo. Para este año en el Congreso WEC que se realizará en Corea, Argentina ha presentado 8 trabajos. Concurrirán 4 jóvenes para involucrarlos en la temática energética con otros de tantos países.

• EL Shale Oil y el Shale Gas

Las Shales, hoy pueden definirse como la frontera de los hidrocarburos. Una vez más Argentina ha sido agraciada por la naturaleza, por ser uno de los países que cuenta con los mayores Recursos.

Simultáneamente es un país que va a necesitar mucho del Shale Gas por ello la idea de esta presentación - que se hace a titulo personal – comenzara por tratar de entender que es el shale gas, que dificultades tenemos por delante, puesto que si no somos capaces de crear las condiciones necesarias como para que aquellos que tienen que llevar adelante los proyectos vengan al país, nunca vamos a poder transformarlo en un recurso que impacte en nuestra matriz energética.

Comenzaremos por los fundamentos, vale decir como es el shale gas a 2.000 metros de profundidad. Luego haremos la comparación de la explotación de un mismo yacimiento de determinada cantidad de reservas, - 200 BCF - el que será tratado como un yacimiento convencional (GC) y como un no convencional de gas (GNoC).
Luego se hará un repaso rápido sobre la situación Argentina en reservas de gas y petróleo y, finalmente llegaremos al trabajo en el se ha analizado el esfuerzo que significaría poder reemplazar toda la importación de GNL para el año 2030.
Allí se vera cuales son los desafíos, las ventajas de hacerlo, y las consecuencias de no hacerlo.

• Diferencias entre yacimientos de GC y GNoC.

Se exhibe un dibujo con ambos tipos de yacimientos. Ambos requieren de la roca madre para la generación de petróleo. Se trata de una arcilla que tanto en un ambiente lacustre como marino ha recibido depósitos orgánicos, los que a lo largo de millones de años y bajo un ambiente de alta presión, temperatura y sin oxigeno han generado hidrocarburos. Con el transcurso del tiempo fueron migrando hacia la superficie hasta encontrar una trampa, en el dibujo se aprecia una trampa clásica, un cierre en las 4 direcciones (imaginar un plato de sopa) que debe tener un sello para que no continúe migrando. La exploración de este tipo de yacimientos implica ubicar el lugar en el que hay una trampa, encontrar una roca madre, una arena que tenga condiciones de porosidad que permita extraer el hidrocarburo que este en el lugar y, una roca sello que impida que este hidrocarburo se vaya.

El éxito de este tipo de exploración se lo puede pensar en 1 en 6 o 7 o sea perforar 7 pozos para obtener 1 exitoso.
El conocimiento de la existencia de la roca generadora también como roca de contenido de hidrocarburos es de larga data, solamente en USA hace tiempo que se han desarrollado las técnicas para explotar dicho tipo de hidrocarburo.
¿En que se diferencia esta roca generadora con respecto a los reservorios convencionales? Al efecto de tener una idea practica se distribuyen entre los presentes una coronas (cilindros) formadas por areniscas (GC) que tienen porosidad (espacio que permite ser ocupado por un fluido) y permeabilidad (permite que los espacios porales estén unidos y que el fluido tenga movilidad). Una de las muestras tiene 18% de porosidad y su permeabilidad de 40 a 80 mili Darcy.

La característica de la roca generadora (GNoC) es que es una arcilla y no es una arenisca.La muestra de la arcilla (shale) tiene entre un 5 hasta un 10% de porosidad, lo que no tiene es permeabilidad. El problema es que mientras en la arenisca encontramos una permeabilidad de 40 a 80 mili Darcy, en la arcilla la permeabilidad es entre 1.000 a 1 millón de veces menor que en la arenisca, o sea prácticamente no existe ningún tipo de movilidad. Para lograr la movilidad en la arcilla, se debe recurrir a la fractura hidráulica, de este modo se genera una permeabilidad artificial, es por ello que este tipo de pozo tiene ramales horizontales en los que se realiza la fractura.

Lo primero que surge es que se deben realizar muchos intentos para encontrar una trampa ocupada por hidrocarburos. Para obtener un resultado exitoso se tienen que hacer 6 perforaciones aproximadamente. Mientras que la roca madre se distribuya uniformemente por toda la cuenca, hace suponer que siempre que se perfore el pozo va a ser productivo.
Esto no es así, por cuanto la distribución del petróleo y del gas no es uniforme en toda la roca generadora (arcilla – shale) sino que se encuentra concentrado en los denominados sweet spots.

Con un microscopio de puede observar el espacio poral que dejo el querogeno que luego es ocupado por el gas o el petróleo. Lo importante de este tipo de arcillas es que contengan material orgánico, tiene que ser superior al 2 o 3% y hasta el 10%, sin embargo no es una condición suficiente. La otra condición necesaria es que hayan tenido también una madurez térmica, o sea sometidas a una temperatura que hace que los hidrocarburos se hayan formado.

En Argentina existen espesores de 300 o más metros, por ello Vaca Muerta se vuelve tan interesante. Este tipo de lutita o arcilla, si es quebradiza mejor puesto que si es elástica al retirarse el agua vuelve a cerrarse. Es por ello que el agua se inyecta con el llamado material de sostén al efecto de mantener abierta la fisura al retirarse el agua. Se muestra un mapa con el informe del DOE conteniendo los datos mas recientes (salio hace dos días). Se puede observar a Argentina manteniendo el 3er. lugar con Recursos técnicamente recuperables, en lo que hace al gas y, 4 to. en petróleo.

Ante la consulta ¿A que se deben los cambios realizados? Se responde que la empresa encargada del estudio hizo en el año 2011 el ranking de países con este tipo de hidrocarburos. Al año siguiente el DOE fue modificando los valores para USA. En un año redujo un 40% los Recursos Shale gas, o sea pasó de 827 Tcf a un poco mas de 400 Tcf. En el grafico actual figura con 1.160 Tcf. Esto demuestra que se están dando los primeros pasos y que los ajustes son muy gruesos.

Lo importante para el caso Argentino, como se muestra en la siguiente Diapo, es que el 70% de estos recursos están en la cuenca Neuquina. En los ajustes realizados se destaca el de la cuenca Chaco – Paranaense que bajó de 164 Tcf a 3 Tcf. Allí se perforaron 45 pozos sin encontrar la roca madre.
Aumentaron; la cuenca Neuquina y la Austral Magallanes. Toda esta información del ajuste se dio a publicidad tres días atrás.

Es posible que los errores estén basados en que para calcular el Recurso consideran toda la superficie con determinado espesor para asignar un valor.

Respecto a la distribución geográfica del Recurso, se muestra un mapa con la cuenca de Bakken en USA (Dakota del Norte) en donde se puede observar que el Shale gas esta concentrado (indicado con los puntitos verdes) o sea no es una distribución uniforme. Se pueden ver puntos aislados que son pozos que no tuvieron éxito. La exploración implica encontrar la concentración en donde esta el contenido orgánico y la temperatura necesaria como para tener un yacimiento económicamente explotable.

Se pasa a continuación al ejercicio realizado con un yacimiento de 200 Bcf de gas, al que se lo explotará como un reservorio Convencional (GC) vs., un Shale gas (GNoC), para lo cual se utilizó (ver la parte superior) una curva de declinación, típica de los pozos de la cuenca Neuquina. En la parte inferior se puede observar la curva de declinación del promedio de los mejores 10 yacimientos de Heynesville (la cuenca mas importante de USA). La particularidad de los hidrocarburos No Convencionales es su rápida declinación, en el orden del 84% para el primer año.

Pasando a la próxima Diapo se puede se pueden ver las curvas de producción. La roja corresponde al GNoC, la azul el GC. Como se puede apreciar acumulan en su totalidad la misma cantidad de gas producido. Las barras rojas son la cantidad de pozos necesarios para el GNoC y los azules para el GC. El ejercicio demostró que son necesarios 10 pozos de GNoC para producir lo mismo que uno de GC. Esto es equivalente a que un pozo GC produce a lo largo de su vida (en el ejercicio) 5 barcos de LNG y un pozo de GNoC 1/2 barco. Los costos variables del pozo GNoC son 3 ½ veces el de uno GC.

Los indicadores económicos los hemos forzado para que el GNoC tenga el mismo valor presente neto descontado el 10% que el GC. Se encontró que la máxima exposición es 4 a 1 el pay out es un poco mas del doble de tiempo y el precio del gas que requiere es 3 veces el del GC-

A continuación se pasa a analizar la situación actual de producción y reservas de hidrocarburos en Argentina.

En el caso del Petróleo hubo un incremento de la producción significativo hasta el año 2000/2002 en donde comienza a declinar. En el primer trimestre del 2013 la declinación es del 4% respecto al mismo trimestre del año 2012.
En cuanto a las reservas/producción (R/P) se muestra que han venido declinando de manera permanente. El Nro. de años del gráfico, por ejemplo; 12 años, no significa que las reservas se van a acabar en ese tiempo, puesto que si somos capaces de reponer las reservas que consumimos c/año, podemos tener 12 años durante 100 años. El problema es que eso no esta ocurriendo.

El tema es que desde el año 1980 al 2011 se han reducido en un 30%, si bien todavía no están las cifras finales se supone que el año 2012 se habrán repuesto el 50% de las reservas consumidas. Lo que es un tema serio.
También preocupa el hecho de que no se prevé el descubrimiento de algún yacimiento significativo. Se muestra una distribución probabilística de la incorporación de diferentes volúmenes. Tomando uno de los yacimientos más importantes, tenemos 1% de posibilidades.

De acuerdo al gráfico, la probabilidad de tener 30% de éxito es casi el doble al habitual si encontramos un yacimiento de 5–6 millones de barriles frente a los 200 millones de barriles año que consumimos, es poca, estamos en problemas.

Pasando al tema del Gas, se ha comenzado con reservas muy altas. El aumento del consumo obedece a dos causas, una es el crecimiento del país, la otra es la política de precios que motivó un consumo excesivo. Hasta el año 2.005 se exportaba. A partir de allí comienza una declinación de la producción significativa. En ese sentido la situación del gas es mas compleja que con el petróleo. En el año 1.980 teníamos 32 años de reservas, hoy tenemos 8 años.

Vale decir cayeron 74%. La producción cubría la demanda y daba margen para la exportación, luego esta situación se revierte y se hace necesario incorporar el gas importado para cubrir nuestra demanda.

Del mismo modo que con el petróleo, se muestra un grafico con la distribución probabilística de los nuevos yacimientos. Un yacimiento como Loma de la Lata tiene también un 1% de probabilidad de ser descubierto Para encontrar un yacimiento de 50 BCF la probabilidad es del 30%. Nuestro consumo anual es de 1.500 BCF.

Se pasa a un grafico en donde se indican los diferentes precios que tiene la misma cantidad de energía acorde al energético utilizado.

Vamos de 0.70 us$/MBTU para la mayor parte del sector residencial, pasando por 11 tipos diferentes hasta que terminar con 24 us$/MBTU para el G Oil importado.

• El EJERCICIO: Desarrollo necesario del Shale Gas para Reemplazar la Importación de GNL 2013 -2030

El objetivo es dimensionar el esfuerzo necesario para reemplazar todo el GNL al año 2030.

Para ello se tomo un pozo tipo de 2.000 metros de profundidad, y 1.000 mts. horizontales. La terminación se realiza con 10 fracturas. En USA hacen 15/20. Hay casos excepcionales de 40/45. Se sigue mismo comportamiento de Heynesville antes mencionado. Producción inicial 200.000 MCD, una declinación del 85% y la acumulada en 30 años es 1,6 Bcf / pozo. El costo de este pozo; tramo vertical: 2 MM US$, tramo horizontal (1.000 mts), 1 MM US$, cada fractura 800.000 US$, con lo que el costo del pozo exploratorio tendria un costo de 11 MM US$. Se supuso también que, una vez que este desarrollo comience a tener escala, se tendrá una disminución de costos del orden del 30%.

Con respecto a la provisión de agua, se supone que no habrá problemas. El Secretario de Energía de Neuquén ha presentado recientemente en Corea en donde se propone una red azul (de agua) que es la que distribuiría el agua en la Cuenca através del río (*).

Luego se volverá sobre el tema del agua que es critico para este tipo de explotación

Respecto a la demanda de gas se ha considerado que crece al 2.5% anual acumulado. La producción de gas declina al 5% y se considera que durante el periodo no habrá un descubrimiento significativo que pueda alterar la curva de declinación.
El gas disponible para consumo es solamente el 75% del producido. La merma se produce por diversas causas; a veces se trata de yacimientos de petróleo y gas asociado, en donde el gas debe ser reinyectado por no tener gasoductos cercanos, por uso propio para generar energía, otras se ventea, por eso hay esa merma del 25% que no se considera disponible para el consumo.

La exportación no tiene saldos disponibles. La importación de Bolivia se considera que se incrementa hasta 22 MMCD, hoy tenemos 14 MMCD, limitación impuesta por las facilidades de transporte, por los acuerdos que tenemos y la prioridad que tiene Brasil para comprar el gas Boliviano.

En amarillo se muestra la evolución de las compras de GNL que deberían llegar a cero al 2030.
Se supone que la producción de shale gas (rojo) comienza el año próximo con 1 MMCD, termina el periodo produciendo 111 MMCD (valor parecido a la producción actual de GC).

Obviamente el LNG es la variable de ajuste de todo el ejercicio y lo importante es que va a ir creciendo hasta más que duplicar la importación actual para luego comenzar a decaer.

• Pozos y Equipamiento

Para poner números al ejercicio, la cantidad de pozos que se necesitan perforar es del orden de los 7.500 pozos, 166 equipos de perforación, y 67 sets de fractura. El último año, correspondiente al 2030, terminamos necesitando perforar 1.000 pozos, incorporar 24 equipos de perforación, y 9 sets de fractura.

Dada la gran declinación que se produce en este tipo de explotación, se debe tener un ritmo de perforación permanente, es por ello que para mantener el ritmo en el año 2030 se necesitaran perforar 1.000 pozos.

• Costos

Otro tema no menor corresponde a los costos. Para los pozos tipo, se requiere una inversión del orden de 60.000 MM US$, los 166 equipos de perforación a incorporar, cuestan c/u 20 MM US$ y en la Neuquina 28 MM US$, los sets de fractura requerirán 2 millones de HP con una inversión de 2.900 MM US$. El total de la inversión sería alrededor de 68.000 MM US$.
Ahora bien si en lugar de hacer 10 fracturas fueran necesarias 15 habría que sumar 21.000 MM US$.

Vamos a pasar de perforar 1.300 p/año a 2.300 p/año vale decir para el año 2030 tendremos un incremento del 75% en la cantidad de pozos perforados.

Como cada equipo tarda 3 veces más que en pozo convencional la cantidad de equipos a incorporar son 237, o sea se debe pasar de 71 que tenemos en la actualidad a 237, lo que es un aumento del 234%.

• Las diferencias de Equipamiento para GC y GNoC:

Para tener una idea del equipamiento requerido para la fractura se muestra una diapositiva, en donde a la izquierda se aprecia el equipamiento necesario para un pozo de GC y se lo compara con equipamiento de un pozo de Shale gas (GNoC) a la derecha. Mientras que para el shale se necesitan 32.000 HP en el GC se necesitan 3.000 HP. Como son 10 fracturas contra 1, la cantidad de agua es 1.600 m3 contra 160 m3. El agente de sostén, que puede ser cerámico o arena es 50 veces mayor. Hoy en la Cuenca Neuquina hay 155.000 HP disponibles, se debe llegar a 2.140.000 HP. Considerando que los
camiones son 78 de 2.000 HP, habrá que pasar a 1.072 camiones.

Las alternativas:

Se pasa a analizar un grafico con la evolución de las distintas variables de la producción y demanda de gas natural.
En el límite, para la importación se necesitan dos personas, un gerente de compras y un gerente financiero. En su defecto para llevar adelante el proyecto de la sustitución del GNL por producción local se requiere la participación de muchas empresas, de muchos actores por lo que en lugar de pagarles el sueldo a empleados de Qatar, Angola, Trinidad y Tobago, etc. estaríamos generando una gran cantidad de puestos de trabajo en Argentina.

En otro grafico se muestra la evolución de la inversión necesaria para reemplazar el GNL por Shale gas. A la vez si se valoriza el GNL que deberemos importar, resultan 76.000 MM US$ que sumados a los 68.000 MM US$, hace que el proyecto tenga un gasto del orden de 144.000 MM US$.

• Shale Gas vs. Importación de GNL

Si no se hace el proyecto y fuese necesario reemplazarlo por GNL, sería necesario disponer de 175.000 MM US$, adicionales a los 76.000 MM US$.

O sea los escenarios son dos; el mejor es aquel en donde se lleva adelante el proyecto con un gasto público del orden de 76.000 MM US$, una inversión privada de 68.000 MM US$,

El peor escenario es el que debamos gastar 251.000 MM US$.

El primer escenario tiene la ventaja de la creación de miles de puestos de trabajo, fabricación de todo tipo de equipamiento, regalías e impuestos, etc., en tanto que el peor significa la importación de 480 barcos metaneros / año o sea 1,3 barcos / día para hacer frente a los 111 MMD que vamos a precisar.

El desafío más grande por delante, es recrear las condiciones para que este escenario ocurra. Con el decreto 1277, tres funcionarios regulan toda la actividad petrolera en nuestro país. El punto es que, hasta antes de su creación había una gran cantidad de empresas que estaban interesadas en la compra de yacimientos, o en asociarse, situación que se enfrió luego del mencionado decreto. El inversor es muy sensible, sobre todo si se tienen periodos de repago tan elevados, por tal motivo se piensa que el mayor desafío del proyecto es crear las condiciones para la motivación para el inversor, la infraestructura existe, también la gente, el talento. La infraestructura petrolera esta muy desarrollada, lo ideal sería que todos contribuyesen para que este proyecto pueda materializarse.

Respecto a los precios que harían rentable el proyecto, se menciona que se debe tomar conciencia que el único país que ha desarrollado el shale gas es USA, por lo que no es simple dar una respuesta. Vaca Muerta tiene un atractivo muy importante, hay muchas empresas interesadas simplemente deberíamos facilitar las cosas. El precio de 7 us$/MBTu comparado con los 24 us$/MBTu o los 15/16 us$/MBTu que estamos pagando es un valor que parece razonable. Por otro lado de ese valor más de la mitad se lo lleva el gobierno. El mejor negocio del gobierno sería llamar a los productores para decirles que necesitan para producir el doble. YPF hoy esta manejada por el estado, por lo que el gobierno no puede tomar distancia del problema.

“Como epílogo de esta exposición y agradeciendo el trabajo del Lic. J. Ferioli, vale la pena recordar la expresión de uno de nuestros anteriores expositores, cuando refiriéndose al tema de los Recursos y el gran potencial futuro para transformarlos en Reservas, nos planteaba la siguiente dicotomía; Tenemos un gran Futuro o, ¿Tenemos un gran Futuro? No cabe duda alguna, la respuesta esta en nosotros”.

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(*) NR: Crearán una red de acueductos para petroleras

El gobernador Sapag anunció que la Provincia trabaja un proyecto para suministrar agua para las operaciones de fractura en Vaca Muerta. Se busca abaratar el costo de acarreo y disminuir el impacto ambiental.
Neuquén > Al participar de un panel en el congreso sobre Shale Gas World Argentina 2012 que se desarrolló ayer en Buenos Aires, el gobernador Jorge Sapag y el presidente de Gas y Petróleo de Neuquén (G&P), Rubén Etcheverry, anunciaron ayer la creación de una red de suministro de agua industrial para operaciones de fractura en busca de hidrocarburos no convencionales.

Sapag afirmó que con esto se busca ayudar a los productores con “una red que nosotros hemos denominado Red Azul de acueductos”, y señaló que este trabajo “sienta un precedente importante en la historia argentina y creo que no hay en el mundo”. El gobernador remarcó que gracias “a la fuente hídrica que tenemos, podemos ofrecer este servicio adicional a los inversores”.

Etcheverry brindó detalles del plan –del cual dijo que se encuentra en su fase preliminar– y explicó que “tiene que ver con la posibilidad de evitar gran parte del costo de acarreo de agua hacia las piletas de fractura, que hoy se está haciendo por camiones”. Precisó que el traslado por camiones genera un impacto en los caminos del que “luego tiene que hacerse cargo la Provincia” y que esto tiene un efecto ambiental negativo por polución de polvo y el gasoil. Dijo que el transporte de agua con relación al costo del pozo debe rondar en el uno por ciento.

A su vez, resaltó que para las empresas operadoras este sistema permitirá un suministro seguro por parte del Estado provincial. “Un organismo que se encargue de esta distribución le va a salir mucho más barato porque, una vez hecha esa red como la red domiciliaria, uno llega hasta el punto de conexión y allí el tanque y el acceso a la cometida es responsabilidad de cada una de las empresas”, advirtió.

El presidente de GyP dijo que este plan prevé también ser una inversión que quede para las generaciones futuras, “como una red provincial de riego en gran parte de la zona central desértica de la provincia de Neuquén entre el río Colorado y el río Neuquén, que es donde se está desarrollando toda la actividad”. Indicó, además, que se estima que actualmente se hacen cerca de 100 pozos por año y se gasta en flete de camiones de agua más de 10 millones de dólares.


Ing. Alberto H Calsiano
 

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