¿Mejoraron las alternativas de Argentina para volver a autoabastecerse de Petróleo y Gas?

El jueves 8 de marzo de 2012 el Departamento de Infraestructura recibió la visita del Ing. José Luis Sureda Vicepresidente Ventas de Gas de PAE y de su equipo el que expuso sobre: "Perspectivas del abastecimiento de hidrocarburos en el corto - mediano plazo".

13/03/2012


Autor: Ing. Alberto H Calsiano
 
Descargar el documento soporte de la   exposición realizada por el Ing. José Luis SUREDA
 
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Introducción:
 
En julio del año 2010 como introducción a la exposición realizada por el Ing. J. L. Sureda decíamos; “Ante la perspectiva de una creciente demanda, y una declinación de la producción de nuestros yacimientos, la Importación o el estimulo a nuestra producción local parecen ser las respuestas obvias, sin embargo cualquiera de ellas requiere de la implementación de una serie de acciones que le den previsibilidad en el tiempo”
 
Hoy prácticamente a 2 años de aquella fecha, para satisfacer nuestra demanda interna tenemos una mayor dependencia de las importaciones de energía. Creció la demanda de gas boliviano, en la medida que haya disponibilidad del mismo, creció significativamente la importación de GNL, todo ello con un importante incremento en el costo del abastecimiento energético del país.  En el interín se anunció la incorporación de importantes recursos de gas no convencional (RGnC), que deberían en el futuro evolucionar a reservas.
 
 
Exposición:
 
Ante este panorama y al efecto de conocer la visión de un importante productor de hidrocarburos, el Departamento invitó a su Comisión de Energía al “Ing. J. L. Sureda de PAE,  que comienza su exposición dividiéndola en tres capítulos:
 
-   Abastecimiento para los años 2012  - 2013 con gas argentino
 
-   Bolivia
 
No va a opinar sobre el GNL, puesto que no es su tema y no tiene nada que decir que pueda aportar.
 
-  El potencial de Vaca Muerta, en Neuquén, que puede resumirse en el dicho “Tenemos un futuro” y si se hacen las cosas bien, tenemos un gran futuro, sin embargo también uno puede hacerse la pregunta ¿Tenemos un futuro? Todo ello dependerá del devenir de los acontecimientos
 
 
-   ARGENTINA
 
Dicho esto se muestra unos gráficos con la evolución de la producción de gas convencional de nuestros yacimientos.
 
Comienza por la Cuenca NOA que viene en caída libre, puesto que la actividad de perforación es prácticamente nula, la Cuenca Neuquina con una caída muy importante también, hay trabajos que muestran una declinación aun mayor. La Cuenca Austral que muestra una declinación (2007 – 2008), producto de la falta de transporte originado por el retardo en la concreción de las obras. Hoy tiene un potencial, en el caso de la Cuenca Marina Austral, que es el yacimiento mas grande de 18 MMCD, dos pozos perforados que no están en producción, están a la espera de un nuevo incremento de transporte si es que la demanda lo requiere. Hay un proyecto en ciernes que no esta sancionado aun para desarrollar la segunda fase de Karina y luego Vega Pleyade que podría aumentar la oferta en 10 MMCD si se dan las condiciones mas arriba expuestas (demanda y transporte). Este proyecto no esta sancionado.
 
En la Cuenca del Golfo de San Jorge (GSJ) tenemos una tendencia creciente, hoy tiene una restricción de transporte puesto que de las ampliaciones que se hicieron prácticamente ninguna quedo para el GSJ todas se bajaron a TDF, es por ello que el GSJ tiene saturada su capacidad de transporte.
 
Se pasa a hacer un análisis de la declinación de las Cuencas Neuquina y NOA
 
Declinación C. NOA: Es típica de un reservorio de las características del NOA  cuyo valor debería ser mayor que el 12% mostrado. Si no se hubieran realizado algunas obras de mejoras en Acambuco y Ramos  agregando mayor compresión, la declinación sería de alrededor del 15%.
 
Declinación C. NEUQUINA: Hay yacimientos cuyas tasas de declinación están en el orden del 12 al 14%, como es la parte central, fundamentalmente el núcleo central de Aguada Pichana y Loma de la Lata que por desarrollos periféricos a dicha zona se ha logrado atemperar al 3%.
 
Pasando a la proyección actual y proyectada en la C NOA se analizan los tres campos ACAMBUCO, RAMOS Y AGUARAGUE en las condiciones actuales, es decir no haciendo nada distinto de lo habitual. No hay tiempo material para cambiar esta decisión perforar un pozo lleva 360 a 370 días en dicha cuenca, siempre y cuando no haya problemas mecánicos en la perforación. No hay tiempo material, hay un solo equipo para la perforación a las profundidades requeridas (+5.600 mts)  que en este momento no esta en Argentina, hay que ponerse en la cola para conseguirlo o traer un equipo de Usa.
 
Son campos similares a los bolivianos, pero en Bolivia están un poco mas arriba.
 
Pasando a la C Neuquina y siguiendo al mismo ritmo que el actual lo que se puede esperar para este año es una caída de 3 a 2,5 MMCD de la producción de gas de dicha cuenca, a lo que se agregarían 3 MMCD para el año 2013. Estos valores podrían tener un error de +/- 300.000 MCD
 
Analizando la Cuenca SUR, empezando por el sur de la Cuenca vale decir todo lo que es el gasoducto San Martín Prácticamente se mantiene la producción durante los años 2012 – 2013. Si entra Karina – Pleyade, (segunda mitad 2014 -2015). En los campos que ya están en el continente (on shore) hay poco para hacer Se hace mención al campo Magallanes que muestra un crecimiento importante en el 2012 pero ello no significa nueva producción sino que es debido a un hecho accidental como fue la plataforma incendiada y fuera de servicio todo el año 2011
 
Cuenca Sur GSJ: La producción se mantiene estable, hay una caída de producción 2011 pero hay que tener en cuenta los 100 días de huelga que afecto a la zona norte de Santa Cruz con afectación a la producción.
 
Por lo cual la oferta en el SM tendrá una oferta de 39 MMCD.
 
Finalmente haciendo un resumen de lo dicho y si no se hace nada distinto a lo realizado a la fecha podemos esperar  que la declinación de la producción Argentina sea de 2 a 3 MMCD en el año 2012  a lo que se deberían adicionar 5 MMCD para el año 2013.
 
Frente a este panorama se hace un ejercicio de ver como se puede incrementar la producción de nuestros yacimientos convencionales, vulgo “rascar el fondo de la olla” como acción de corto plazo - gas de rápida producción – como una medida que no nace de la racionalidad económica, sino de la necesidad imperiosa de tener gas (olvidándonos del precio, tasa de retorno, etc.) Se muestra un balance realizado en noviembre del año 2011,.. De implementarse recién podrían verse resultados en noviembre 2012 .En la C NOA se puede hacer un poco de work over, obteniendo un poco mas de producción. En la CN existen una multiplicidad de proyectos pequeños, en donde el 80% tiene una tasas de retorno inferior al 10%, con los precios medios que existen actualmente (2 us$/MBTu ) Se tratan de proyectos sobre gas convencional y de tipo emergencial. Hay perforaciones realizadas en Neuquén, no en el Sur en donde hay fundamentalmente trabajos de Work over, rehabilitación de pozos, sacar cuellos de botella de sistemas de captación de transporte interno, optimizar todo ello. En la C NOA, lo que hay es un work over y en el Sur tenemos perforación in field en algunos casos lo cual no es conveniente puesto que invade el área de drenaje de los pozos adyacentes, para producir mas rápido ese pozo baja la producción de los otros (se trata de un pozo innecesario en condiciones normales).
 
De realizarse estos proyectos emergenciales de recupero de gas convencional en el año 2012 podrían a portar 8,8 MMCD y adicionar otros 10 MMCD para el año 2013. El costo para el año 2012 es de 700 M us$ un poco menos que los 90 us$ por m3/día de capacidad nueva en el 2011 argentina invirtió un poco menos de 4.000 M us$ en el up stream o sea es alrededor de un 20% mas de lo que se esta invirtiendo actualmente. No se necesitan 6 us$/MBTu para poner en práctica el proyecto. Ante la consulta respecto a que si ese gas se puede contractual izar, la respuesta es si, si existiese un comprador que estuviese dispuesto a comprarlo a un precio que no es ni 5 n 2 y esta dispuesto a soportar eventuales redireccionamientos del gas. Se menciona que finalizó el acuerdo de productores Res 599, se esta en un régimen provisorio, las  planillas recibidas contienen un incremento de la demanda residencial.
 
Finalmente la factibilidad de incremento de la producción total a nivel país, o sea el balance neto; declinación de cómo estamos más lo que se puede producir, da una oferta neta de 6,4 MMCD para el año 2012 y 7,4 MMCD para el año 2013 con un costo de 700 M us$  para cada año.
 
El core para llevar este proyecto adelante es Neuquén, por el peso relativo respecto al resto de las regiones, sin desmerecer el esfuerzo del resto.
 
 
 
-   BOLIVIA
 
Se recuerda el marco regulatorio boliviano, comenzando porque todos lo hidrocarburos producidos son de YPFB, los productores no pueden tomar ninguna decisión sobre el producido, deben entregar todo a quien YPFB indique. Cada productor tiene una planilla hasta el año 2026 con tres filas; Mercado interno, contrato con Brasil y mercado Argentino y el correspondiente market share hasta el año 2026. El productor cobra en función de dicha planilla.
 
Existe un acuerdo no solo de gas sino también de líquido. Se mencionan las prioridades de abastecimiento 1) Mercado Interno 2) Brasil 3) Argentina
 
YPFB cobra las exportaciones, paga los impuestos por cuenta y orden de los productores, paga las regalías, paga el impuesto a los combustibles y les da a los productores por contrato  una parte acorde a una formula que refleja costos mas inversiones y porcentaje sobre el resultado de las ventas.
 
Respecto al acuerdo de YPFB y ENARSA, se muestra un cuadro con las entregas comprometidas hasta el año 2026 así como los compromisos de Delivery or payy y Take or pay de las partes. Bolivia produjo durante el año 2011; 43.5 MMCD.
 
Para cumplir con las entregas comprometidas se pasa revista a los mega campos Bolivianos, como Itau, San Alberto, San Antonio, estos con fuerte participación de Petrobras. PAE esta trabajando en la fase II del Grupo Caipipendi para que en el año 2014 se incremente la oferta en 6 MMCD con destino a Argentina, se prevé tener en ese lapso unos 12 MMCD con ese destino. El campo Caipipendi producirá el 80% del gas que vendrá para Argentina. En el medio entra Itau en el 2013 con una oferta de 5 MMCD y el 2014 Incahuasi con 6 MMCD.  El 2019 termina el contrato de Bolivia con Brasil, cuyas negociaciones ya deberían estar en marcha, Bolivia deberá desarrollar mas su oferta, resolver problemas internos como por ej. el conflicto de reservas y regalías entre los estados que comparten el yacimiento de  Caipipendi.  Todos los proyectos mencionados están en marcha y se van a concretar. Gran actividad en Bolivia en estos días.
 
Con respecto a los precios; el precio interno de Bolivia es 1,02 us$/MBTu incluyendo a las Centrales Térmicas, el de Argentina 10,62 us$/MBTu y Brasil 8,55 us$/MBTu. Se menciona que en las zonas de precio alto argentina tiene un diferencial con Brasil de 1,5 a 2 us$/MBTu, no obstante que tiene menos seguridad de suministro que Brasil, en las zonas de precio moderado, tienden a igualarse puesto que el precio de Argentina en la formula polinómica cae mucho mas rápido que el de Brasil.  La demanda industrial en Bolivia es muy baja, no supera los 500.000 MCD sobre una demanda total en invierno de 7 MMCD. Crece en el orden de los 500.000 MCD/año. Bolivia se tomo dos años desde el 2006 (nacionalización) hasta que los nuevos contratos quedaron firmes, las inversiones se suspendieron  y el gas no alcanzaba puesto que Brasil, cuando no tenia agua, demandaba sus 30 MMCD. Finalmente como conclusión del tema Bolivia, es que el gas va estar disponible.
 
Respecto al estado de avance de los proyectos de las plantas de tratamiento de líquidos, se responde que YPFB ya licitó la planta grande de 30 MMCD para el sur de Bolivia para el gas destinado a Argentina. Debería estar terminada para fin del año 2013 - primeros meses del año 2014.
 
Cuando esto se concrete tendrá un impacto en el gas que viene a Argentina puesto que será seco y probablemente se notará que falta GLP en el norte, será necesario abastecer al norte con camiones. Nuestra producción local declina y se incrementa la participación del gas Boliviano que será seco.
 
Respecto a la ampliación de la planta compresora de Refinor se menciona que esta lista hasta 17 - 18 MMCD.
 
Se inicia un intercambio de opiniones sobre las posibilidades de renovación del contrato Bolivia - Brasil, se llega a que lo más probable es que se renueve. Brasil mantendrá los campos en los que hizo cuantiosas inversiones, como San Alberto y San Antonio no solo por lo económico sino por el posible modo de avanzar en el desarrollo de sus reservas de pre – sal, en donde primero daría prioridad al líquido y luego al gas. Así mismo podría reducir su demanda al efecto de hacer lugar a la demanda del Mutún (10 MMCD). Todo lo dicho sin embargo son simples conjeturas.
 
 
Gas No Convencional (GRnC)
 
Hablando del futuro se pasa al Gas No Convencional (GRnC), focalizado en esta exposición en la cuenca Neuquina.
 
Se muestra un plano de la Cuenca, en la que la línea roja muestra el límite o borde de la misma, es donde la cuenca termina en el extremo oeste, hacia el este de la línea se muestran tres secciones o bandas que delimitan lo que se llama el índice de madurez térmica de la cuenca. Cada una de las bandas (denominadas avenidas) indica la posibilidad de tener petróleo con gas asociado. La primera contando desde la derecha es shale oil. La siguiente es gas y condensado (ejemplo: 10.000 m3 de gas 1m3 de liquido), la que sigue es gas seco sin una gota de liquido. La avenida de oil shale y condensado  abarca gran parte de los yacimientos conocidos; Loma de la Lata, Aguada San Roque, Lindero Atravesado, Centenario. Por supuesto que dentro de los mismos yacimientos se va produciendo un degrade de mas a menos participación de liquido y más gas. La zona de gas seco es esencialmente Aguada Pichana, Sierra Chata. La pregunta es dada la característica de la Región ¿Cual sería la potencialidad de todo lo mostrado y cual sería su desarrollo racional?
 
Cualquier inversor comenzaría por el crudo, cuando se termina pasaría al condensado y así hasta llegar al gas seco.
 
Claro que esta actitud, racional desde lo económico, no armoniza con las necesidades del mercado argentino.
 
Debido a la multiplicidad de escenarios posibles, se realizó un ejercicio partiendo de lo que técnicamente se puede hacer con Vaca Muerta si no hay restricciones financieras, de precio, ni de demanda, ni políticas.
 
O sea desde el punto de vista técnico y humano ¿cual es la potencialidad del desarrollo de Vaca Muerta? Después se fueron agregando distintas restricciones para ir llegando a la situación real.
 
La magnitud del yacimiento es mucho mayor de lo que cualquiera podría imaginar. Las cifra mostrada se pone como recurso puesto que no están técnicamente probados, pero son reservas recuperables, hay 400 Tcf de lo que se puede recuperar 110 a 120 Tcf. Hoy con el desarrollo de la tecnología y con el devenir de los años ese numero puede subir y una cantidad de liquido entre 10.000 a 14.000 MM bbl.
 
Bajo esas condiciones de esas tres grandes avenidas, los reservoristas de PAE imaginaron como sería un pozo tipo, sus costos y productividad en un yacimiento típico de petróleo, de gas y condensado y de gas seco.
 
Se asume que hay oferta de todos los concesionarios. Cada  equipo puede perforar 7 pozos con una rama horizontal de 1.500 metros /año, se trata de poco menos de 60 días por pozo, por supuesto sin huelgas, sin viento, etc. vale decir trabajando todo el día.
 
PAE considera que técnicamente es factible poner a trabajar a ese ritmo 120 equipos y hasta 220 equipos de perforación en Neuquén.
 
Hoy en Neuquén, entre perforación y work over, hay alrededor de 300 equipos trabajando, sin embargo los equipos para el GRnC no son los mismos y no están en el país, hay muy pocos.
 
Esto es todo un tema puesto que se trata de equipos semi automáticos lo que significa que en lugar de tener una tripulación de 40 personas lleva una de 20.
 
El estudio realizado se extiende hasta el año 2050 e implica una inversión de 20.000 M us$/año. Se recuerda que la hipótesis de trabajo es que no hay restricciones, tal como se mencionó al principio, luego se incorporarán. El objetivo es mostrar lo que significa Vaca Muerta. Del monto mencionado, el 90% se va en el trépano pero también hay que hacer en tiempo y forma, importantes inversiones en infraestructura de transporte de gas y de líquido.
 
El trabajo no considera el tema de la refinería.
 
Se puede incrementar la producción de crudo en 900.000 barriles día.
 
Vaca Muerta inferior. VM superior no se ha tocado. Ni tampoco el otro recurso de shale gas que es Los Molles, es todo gas y esta debajo de VM.  En el estudio no se toca hasta después del año 2050 y no se ha representado en el gráfico puesto que solo se hizo con VM inferior. Respecto a la perforación, en cada pozo tipo se realiza con agua que se recicla, se perfora con una pileta al lado que recibe el agua que se va inyectar en la fractura y recibe el agua que devuelve el pozo y que se transporta al pozo siguiente. Debido a la presión del pozo, el agua luego de la fractura es devuelta hacia la superficie, dado que un pozo típico de VM tiene alrededor de 200 bar de presión. Se debe tener en cuenta que el gradiente de presión a medida que se profundiza es de 1 bar cada 10 metros, es por ello que para un pozo de 2.000 metros de profundidad, en la cabeza del pozo se coloca una válvula para 200 bar, como mínimo. Si se realiza un buen trabajo de cementado del pozo no deben ocurrir filtraciones que pudiesen contaminar las capas freáticas superiores. Volviendo al grafico se indica que de dicha formación (VM) se podrían extraer 300 MMCD. A parte del tema político a resolver, se deben agregar otros. Como por ejemplo supongamos que lo hacemos mas lento que lo indicado y hemos llegado a producir 100 MMCD y sustituimos todas las importaciones de GNL en el invierno, mas todos los combustibles líquidos que se utilizan para sustituir el gas en las CT, se tendría un excedente de gas en verano del orden de los 70 a 80 MMCD. El caso es que Argentina no tiene almacenaje subterráneo y hoy por hoy, no esta dispuesta a exportar, Es por ello que no es viable realizar una inversión para funcionar 5 o 6 meses por año, es por ello que más allá de cualquier consideración política el primer tema a resolver es la estacionalidad de la demanda Argentina. Para exportar estacionalmente se debería instalar una planta de liquefacción para poder vender spot. Volviendo al gráfico y analizando la evolución de la producción de líquido y gas, surge el desafío de desarrollar de modo proporcionado la producción de líquido más gas de modo que la producción de este último sea soportada en su mayor parte por el líquido con la consecuente disminución del costo del gas.  Es por ello que se debería lograr un ritmo y una mezcla de producción óptima.
 
Por otro lado las retenciones deben ser razonables, nadie piensa que un barril a 120 us$, las retenciones sean cero, cualquier país del mundo se apropia de una parte de la renta cuando los precios se van mas allá de lo que se preveía en un proyecto. Sin embargo no es racional que cuando vale 120 us$ le reconocen 42 us$ y hay que pagar regalías (el 15%) por 120 us$, bajo esas condiciones no es posible desarrollar el proyecto. 
 
En definitiva se piensa que el desarrollo de VM con un precio del petróleo de 80 us$/bbl se podría realizar con un precio de gas de 5 us$/MBTu      
 
Claro que el problema se plantea en el caso de un productor que esta en un campo seco, puesto que va a decir que con  5 us$/MBTu no es posible producir. Es un tema para debatir que se hace.
 
Otro tema recurrente a tratar es la reasignación del up stream. La cuenca Neuquina no se va a desarrollar con dos o tres empresas grandes. Por ejemplo VM tiene 10.000 km cuadrados lo que es una bendición, tiene casi la potencialidad de USA en una superficie mucho mas chica, supongamos que se reparte entre tres jugadores, va a ser muy difícil que se haga lo mencionado, cada uno hará su curva económica de oferta como lo hace cualquier productor, que no será lo mejor para el mercado pero si lo es para el productor. En cambio si se reparte entre 50 empresas se tendrá un resultado muy diferente puesto que lo que para una empresa en la primera condición (pocos productores) sería un proyecto en el puesto 5 en el ranking de productividad, como sería el de gas seco. Para el segundo  caso (muchos productores) si ese campo esta en manos de un único productor (que tiene solamente gas seco) ese es su mejor proyecto y seguramente que lo va a hacer eficiente mucho mas que en el primer caso.  Esto implica repensar cual sería el up stream óptimo para que VM obtenga los mejores resultado.
 
Se menciona un jugador importante en esta etapa por venir, que es Gas y Petróleo de Neuquén (GYPN) puesto que tiene participación en casi todos los campos, tiene mas de 40 participaciones en acreaje no desarrollado y si se tomase lo que tiene en VM en alrededor de 25 Tcf da una idea de la magnitud. Comparando lo que una empresa importante paga en USA (más mercado y confiabilidad) por acreaje, en el 2.008 valía 20.000 us$/acre y regalías 25% y lo que paga por entrar en la cuenca neuquina 20 Mus$ por 300.000 acres, o sea es posible sentarse encima de 300.000 acres por 20 años.  Sería una buena señal que GYPN fuera a la bolsa de Canadá puesto que allí aprendería a jugar en primera.
 
O sea tener mas jugadores seguramente dinamizaría la explotación del recurso y con un jugador con un potencial enorme en la zona.
 
Dado que el tema de abrir el juego a mas actores ha sido planteado anteriormente en el Departamento por otros especialistas, se menciona a D. Kokogian entre otros, se pregunta si para llevar a cabo dicha propuesta es necesario algun cambio en la normativa existente. Se responde que lo que debería ser cambiado es la aplicación de la ley de hidrocarburos a la que se considera muy buena, puesto que permite distintas variables, permite ser estatista, privatista, o mixto.  Sin embargo existe falta de armonía en el conjunto puesto que coexiste una ley Nacional con leyes provinciales que no están en sintonía, a lo que se agrega una interpretación quizá abusiva de esas mismas leyes.  Ello se da también en las leyes ambientales por ejemplo uno va a Neuquén saca permiso para 30 pozos. Para hacerlo se seleccionan 5 o 6 locaciones de modo que el equipo no este parado o sea sale de una va a la otra para lo cual se piden la misma cantidad de permisos ambientales. Cada permiso demora normalmente 1y1/2 mes, ocurre que una vez comenzado a perforar y si por algún motivo es necesario correr el equipo 50 metros, por decisión del reservorista, hay que hacer todo el trámite nuevamente.
 
Otro tema que se plantea es; si se da el desarrollo exitoso imaginado en Neuquén, ¿quien estaría interesado en invertir en este tipo de industria en otras provincias como Santa Cruz, Chubut, Salta o Mendoza?  Puesto que se agotaría la capacidad humana, técnica y financiera de las empresas, todas convergiendo en Neuquén haciéndose un cuasi Quatar, con precios de productos y servicios locales diseñados para petroleros pero que debe pagar el resto de la población local. No basta con tener una visión  técnica y económica para desarrollar el recurso.
 
Ante las cifras mencionadas respecto a la inversión a realizar y el valor del shale Gas se consulta como fue la evolución en USA.
 
La explosión del shale en USA se produjo alrededor del 2006/07 y llego a su clímax en el año 2008 cuando el H. Hub estaba en 13 us$/MBTu, dando la casualidad que en ese momento vencían la mayoría de los leasing cuya duración tipo es por 3 años, se paga un precio por acre y un % por regalías, lo que otorga el derecho a perforar todo lo que se pueda en esos 3 años y a producir hasta el agotamiento económico de esos pozos.
 
Con esos precios en el año 2008 todo el acreaje se compraba en el orden de 20.000 a 25.000 us$/acre y 25% de regalías. Con esos precios se pusieron a perforar en busca del shale gas, en donde la mayoría de las empresas (90%) eran PYMES, en donde el promedio es de 12 empleados, ellos son responsables del 68% de la producción. Estas empresas adquieren crédito bancario y el dueño del campo asociado (por las regalías) les exige rapidez en la perforación. Normalmente cuando se hace el leasing se oferta por cantidad de pozos/año. Se incrementa notablemente la producción y el precio del gas comienza a caer sin embargo siguen perforando por el compromiso tomado además de tener que devolver el dinero a los bancos. 
 
En el año 2010 la mayoría de estas empresas vendieron a las más grandes.
 
¿Como empezaríamos en Argentina? Con las concesiones que tenemos con los jugadores más grandes, sin embargo existen empresas chicas como Medanito asociado con Shell dispuesto a tomar riesgo, a desarrollarse  con ambición de crecimiento, otros menos ambiciosos se conforman con la superficie que tienen. Si se deja jugar la oferta y la demanda es posible el arribo de muchas empresas independientes canadienses que están interesadas en trabajar en Argentina, puesto que el acreaje es mucho mas barato, si bien los precios son menores, los costos de entrar también son menores.
 
Se pregunta ¿como se condice este esta posibilidad con los elevados costos de la mano de obra petrolera en nuestro país?
 
60.000 $/mes para un  jefe de equipo (20% más que en uS$) y 15.000 $/mes para un aprendiz.
 
Se entiende que deberá tender a acomodarse a valores más razonables, salvo que alguien diga bueno el país pagará el costo que resulte. No es lo mismo trabajar sobre la coyuntura con los problemas existentes que hacerlo por ejemplo con campañas de 3 años, plan mediante, con acuerdo con el gobierno nacional y provincial, y con los gremios, contratando equipos por toda la campaña. Traer equipos, semiautomáticos nuevos o usados, por ejemplo para realizar 3 pozos, cuestan verdaderas  fortunas mas movilización y flete.
 
Se consulta que ante el panorama planteado, a lo que se agrega que hoy, según se dice, hay disponibles para la demanda 11 MMCD de gas Plus - GRnC, con una normativa que es buena pero cuya aplicación permite ir de un lado a otro del péndulo, con abundantes recursos que se podrían trasformar en reservas, con una demanda creciente, a la que hay que alimentarla con gas importado y muy costoso, etc. La pregunta es ¿hacia donde vamos?  
 
 Se menciona Neuquén como podría ser cualquier otra de las petroleras, sin embargo parece ser que es la que esta mas preparada para cumplir dicho rol con el recurso, amén de que VM esta en dicha provincia. Ese podría ser un buen punto de partida,
 
Se vuelve a repetir la pregunta de que legislación comparada con otros países se podría aplicar en Argentina?
 
Con esta Ley de Hidrocarburos tuvimos una empresa, YPF, que descubrió Loma de la Lata, que hizo grandes cosas, tuvimos Gas del Estado que desarrolló la industria del Gas en la Argentina, con la misma Ley se privatizó todo, es una ley amplia y acorde a un sector que es muy dinámico absolutamente globalizado y fundamentalmente los activos financieros, ante ese panorama no parecería realista tener una ley rígida insensible a los cambios de lo que ocurre en el mundo. No parce por lo tanto haber problema con nuestra ley de hidrocarburos
 
Volviendo al tema del proyecto de desarrollo de VM se pregunta cuanto tiempo sería necesario para obtener los primeros resultados productivos?
 
Si se tomase la decesión hoy, se calcula que para tener el parque de quipos funcionando en el lugar (Neuquén), más infraestructura, más la capacitación de la gente, se necesitan alrededor de 2 años, por supuesto que dada la cantidad de equipos necesarios, estos podrían fabricarse en el país .
 
Sobre los recursos de GRnC se consulta respecto a otras regiones donde también se han detectado, por ej el NOA.
 
Se responde que el problema es que están a más de 5.000 metros de profundidad, es muy difícil que alguien haga en pozo cada 200 m con dicha profundidad, es por ello que en el NOA, más allá de la reingeniería que se esta realizando en los pozos ya perforados, va a ser muy difícil que se perfore para shale. Algo parecido ocurre con el Golfo de San Jorge con campos de PAE, el tema es que comparando con VM el contenido de materia orgánica es la mitad o sea menos petróleo/km2, la densidad del recurso es menor, esta a mayor profundidad y la roca es mas difícil de fracturar, en el sur existe otra formación INOCERAMUS, una buena formación pero que no puede compararse con VM.
 
Ante este panorama; decaimiento del gas convencional en la cuenca NOA, la importación de gas de Bolivia, y el GRnC, se pregunta si parece razonable el GNEA, con capacidad de 23 MMCD y su elevado costo previsto, aprobado en el presupuesto del año 2012.
 
En principio no lo parce, puesto que con nuevas expansiones en el NOA se podría transportar el gas boliviano sin mayor problema. Se ejemplifica del siguiente modo; hoy de Salta a Tucumán se pueden transportar 17 MMCD, el valor máximo del contrato son 27 MMCD, en la región desde la frontera hasta Salta – Tucumán, línea NOA - NEA mediante, se puede generar energía eléctrica equivalente a 7 a 8 MMCD de gas, mas el consumo  industrial regional, citricultura, azucareros, etc. Prácticamente en la región se podrían bajar los 27 MMCD, a lo sumo se debería hacer una expansión de 2 o 3 MMCD.
 
Ante esta visión y dado el GNEA abastecería con gas natural a la región del NEA, justo reclamo sostenido desde hace mucho tiempo por las Uniones industriales de dicha región, se pregunta que respuesta se les podría dar frente a la no realización del gasoducto.
 
La industria lo que necesita en primer lugar es energía y la región es exportadora de energía, por lo tanto lo que se debería hacer es que la Línea NOA - NEA deje la energía en el NEA en primer lugar. Disponiendo energía eléctrica en forma abundante ¿Es necesario el gas? Las condiciones climáticas - el invierno casi no se nota -, no parecen requerirlo, la densidad de casas es bajísima. En el caso domiciliario por el tipo de distribución se lo ve como muy complejo el diseño de la red, calles anchas, dos o tres casas por cuadra, algunas sin las condiciones mínimas de seguridad como para meter una red de gas en su interior, mas el elevado costo de conexión que debería afrontar el usuario.                        
 
A ello se responde que el problema del usuario del NOA es que ve pasar la electricidad por arriba, el gas no esta y deben usar GLP.
 
Se acuerda con lo dicho, por ello en primer lugar se debería  mejorar el abastecimiento de GLP para la región, debe ampliarse el numero de distribuidores, hacerlo mas eficiente. Segundo, la demanda debería estar mucho mas electrificada, similar a la de un porteño. Ante la disponibilidad de electricidad a precios razonables y en cantidad, seguramente no sería necesario el abastecimiento de gas natural por red”. 
 
Finalmente del panorama planteado y respondiendo a la pregunta del título, surge una posibilidad cierta de retomar el camino del autoabastecimiento energético, sin embargo para que ello ocurra deberían resolverse una cantidad importante de cuestiones que hacen a la armonización de los múltiples intereses en juego de los actores que participan, sean estos nacionales o provinciales, públicos o privados, oferta y  demanda, grandes empresas o PYMES, para lograrlo será necesario consensuar e implementar reglas claras del juego y sostenerlas en el tiempo.

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