Un reciente informe de la Secretaría de Energía de los Estados Unidos dio cuenta del potencial en gas no convencional (shale gas o gas de esquistos) de la Cuenca Neuquina y posicionó a la Argentina en el tercer lugar del ranking mundial de reservas de este tipo, luego de China y Estados Unidos. El estudio se sumó a la efervescencia del Gobierno Nacional a fines de 2010, al anunciar el descubrimiento de un megayacimiento de gas no convencional que Repsol YPF hizo en la formación Vaca Muerta, del yacimiento Loma de La Lata, Neuquén, que ampliaría las reservas gasíferas del país de 6 a 16 años.
El escenario es tan prometedor como complejo, porque para que los recursos no convencionales pasen a ser reservas explotables, el país deberá asumir desafíos como una fuerte inversión en infraestructura, tecnología y definición del marco de precios a futuro; siendo este último un punto clave, porque los productores esperan condiciones de previsibilidad respecto de lo que se pagará cuando se extraiga el combustible. Para los recientes descubrimientos en Loma de La Lata, se acordó con YPF un precio similar al que se le paga a Bolivia. “La cotización depende de las condiciones geopolíticas de cada región. En Argentina, por ejemplo, el gas cotiza a U$S 2,5 el millón de BTU (unidad de medida del gas). Este precio es imposible para producir gas no convencional, por lo que se acordó con YPF para los descubrimientos de Loma de La Lata, un precio entre U$S 5 y 7 por millón de BTU”, detalló a CUYO MINERO Favio Casarin, ingeniero en petróleo y presidente de la Asociación de Profesionales de las Industrias del Petróleo y de la Minería de Argentina (APPMA).
Por otra parte la extracción es bastante más costosa que el gas convencional, un 40 por ciento más según el profesional, debido a que las dificultades son mayores en cuanto a profundidad, tecnologías y costos de producción. “Se trata de reservorios no comunes, con características de baja permeabilidad de las rocas que contienen este gas, que implica atravesarlas transversalmente con una perforación horizontal. Luego se efectúa un proceso de fractura de la roca –fracking-, procedimiento que consiste en la inyección de agua, arena y productos químicos a alta presión, para fracturar las rocas madre en las que está contenido el gas (shale gas) o shale oil (petróleo de arcillas)” explicó Casarin. “Este tipo de pozos pueden costar 10 veces más que un pozo gasífero convencional. La prueba de estos desarrollos y la ejecución de un proyecto de esta magnitud en una determinada cuenca involucran la inversión de decenas de miles de millones de dólares. Por ello en muchos países las zonas de interés se conceden a muchas compañías distintas, de modo que puedan afrontar el desafío, se genere competencia para bajar los costos y la actividad genere la mayor cantidad de empleo posible”, dijo al respecto Martín Cevallos, gerente de geología y geofísica de Quintana EP Argentina, y profesor de Geología de Combustibles y Prospección Sísmica de las licenciaturas en Cs. Geológicas y Geofísica de la UNSJ.
La deducción inmediata es que si la extracción de este gas cuesta tanto, el precio a futuro para los consumidores será proporcional. Sin desconocer el valor estratégico y las perspectivas energéticas que se abren para la Argentina, profesionales del sector consideran que el proceso debe acompañarse con inversión en infraestructura para el desarrollo del gas natural o convencional, con gran potencial pero en constante retracción a falta de condiciones de rentabilidad por la política de precios existente. Para tener una idea, el fluido que el país importa desde Bolivia se paga entre U$S 9 y U$S 10 por millón de BTU, mientras que los productores locales reciben en promedio U$S 3 por la misma cantidad. Según Martín Cevallos, en Santa Cruz y Tierra del Fuego existen grandes reservas de gas convencional y gas en acumulaciones costa afuera (el 8% de las reservas de la Argentina se encuentran en los yacimientos Carina y Aries en la plataforma continental de Tierra del Fuego) que no están siendo explotadas ni exploradas a su máximo potencial porque el gasoducto General San Martín está en su máxima capacidad. “Con una mayor infraestructura podríamos estar más concentrados en desarrollar reservas convencionales que puedan tener una mejor relación entre el nivel de inversión y el valor de mercado que hoy en día tiene el gas en Argentina”, concluyó el gerente de geología y geofísica de Quintana EP Argentina.
Para entender el tema en tema en toda su complejidad, el 13 y 14 de septiembre próximo en el Marriot Plaza Hotel de la Ciudad de Buenos Aires, se desarrollará el “1er Simposio Latinoamericano de Gas No Convencional”, en el que se abordarán aristas como: Escenario político y regulatorio, tecnologías, estrategias de exploración y producción, logística y mucho más. Los interesados pueden ingresar a la web www.gasnoconvencional.com y una vez allí acceder al formulario de inscripción. Habrá paneles de debate, discusiones en mesas redondas y coffee break con intercambio de tarjetas.