En el primer cuatrimestre, se gastó un 50% más para traer el recurso
Por la llegada del frío, se traen del exterior hasta 50 MMm³/d de gas por barco y desde Bolivia para cubrir la demanda residencial. Las importaciones se encarecieron un 48,3% en el primer cuatrimestre. Proponen incentivar la incorporación de nuevas operadoras interesadas en explorar campos maduros. Y advierten que el desarrollo del shale gas demandará u$s 65.000 millones hasta 2030.
A mediados de mayo, con la llegada de la primera ola de frío polar del año en Buenos Aires, se importaron hasta 48 millones de metros cúbicos diarios(MMm³/día) de gas para cubrir el incremento de la demanda residencial del fluido. El encendido de equipos de calefacción provocó un fuerte incremento de las importaciones de Gas Natural Licuado (LNG, por sus siglas en inglés) para las terminales de Bahía Blanca y Escobar y del hidrocarburo que llega desde Bolivia.
La cifra preocupa en los despachos oficiales: representa el 38% del gas consumido en el país, según indicó el consultor energético Daniel Gerold en el seminario “La energía en el período 2003-2013: diez años perdidos”, organizado en mayo por el grupo de ex secretarios de Energía en el auditorio de la UCES.
De acuerdo con números de la Secretaría de Energía, en el primer cuatrimestre del año las importaciones de gas treparon hasta los u$s 1.499,48 millones, un 48,3% más que en el mismo período de 2012 (u$s 1.010,47 millones). “Las importaciones de energía llegarán este año hasta los u$s 13.000 millones. En 2012 hubo que cerrar la economía, porque si no las importaciones se llevaban puesto el país”, señaló Gerold.
A su entender, el incremento de las compras fuera del país derivará en un aumento del déficit fiscal del Estado. “El sector residencial sólo paga un 10% del costo real de importación de gas”, indicó Gerold. La caída de la producción de gas –que se agudizó durante el primer trimestre con una baja del 7%– provocó un encarecimiento del costo real del gas que se inyecta en el sistema, que pasó de u$s 4,9 por millón de BTU en 2011 a más de u$s 9 en la actualidad.
En la industria, a su vez, cuestionaron la incertidumbre generada por la expropiación de YPF, por la falta de resolución del conflicto con Repsol. “Hoy hay un aislamiento casi sin precedente. No es normal la estatización de YPF. Lo lógico sería pagar por las acciones. Repsol tenía 15 MOUs firmados con empresas privadas, de las cuales tres estaban decididas a invertir u$s 4.500 millones en Vaca Muerta”, señaló Gerold.
Hacia delante
Aun así, y a pesar de indicar que en 2012 tampoco se logró reemplazar las reservas de gas consumidas el año pasado, Gerold advirtió que es necesario explorar algunos proyectos en áreas convenciones que pueden incorporar oferta de gas a corto y mediano plazo.
“Existen oportunidades en ciertos bloques convencionales, como en Potrerillos en la cuenca Cuyana. También en la cuenca Cretásica de Tuyunti, en Salta”, señaló el especialista. Y sugirió tomar como experiencia la de Canadá, que logró incrementar la producción de hidrocarburos en una cuenca madura como la de Alberta a partir de la incorporación de nuevas operadoras petroleras.
“Las petroleras independientes o de menor tamaño pueden explotar de forma más eficiente yacimientos más chicos. Por eso, creo que se debería incentivar el ingreso de nuevas petroleras interesadas en las oportunidades que todavía ofrecen los campos maduros o áreas convencionales de exploración”, afirmó el especialista.
Al mismo tiempo, en materia gasífera avizoró buenas perspectivas para la cuenca Austral. “Es una cuenca que podría sumar producción a mediano plano y a relativo bajo riesgo. Hoy existe capacidad de transporte disponible para incrementar la producción en esa área”, sostuvo. “Vega Pléyade (un proyecto off shore en la cuenca Austral liderado por Total) se va a hacer, por lo que a mediano plazo habrá más oferta de gas desde Tierra del Fuego”, agregó.
También destacó la necesidad de relanzar la exploración en las cuencas off shore, dado que lo realizado hasta el momento por Enarsa –recibió la titularidad de los bloques marinos en 2004– no rindió sus frutos. “Se debe incentivar la inversión privada porque Enarsa no tiene la espalda necesaria para perforar en las áreas marinas”, advirtió
Jorge Ferioli, presidente del Comité Argentino del Consejo Mundial de la Energía (CACME)
Números en pugna
Por su parte, Jorge Ferioli, presidente del Comité Argentino del Consejo Mundial de la Energía (CACME), presentó un estudio sobre los desafíos que tiene por delante la industria petrolera de cara a lograr un desarrollo masivo de los yacimientos no convencionales.
Sobre la base de una evaluación de Vaca Muerta y otras formaciones de la cuenca Neuquina, indicó que el año que viene la Argentina podría producir 1,1 MMm³/día de shale gas. Y remarcó que el objetivo es llegar a una producción de 111 MMm³/día en 2030, con lo cual se lograría dejar de hacer cargas de LNG en el exterior.
“En los próximos 15 años habrá que perforar 7.500 pozos nuevos, para lo cual se precisarán 166 equipos nuevos de perforación, y 67 sets de fractura. En 2030 se deberían perforar 1.000 pozos nuevos de shale gas por año”, expresó el directivo.
Según sus números, los desembolsos para perforar los pozos rondarían los u$s 60.000 millones, a lo que habría que agregar u$s 2.000 millones para importar los equipos de perforación y u$s 3.500 millones para traer la maquinaria de fractura. La inversión total superaría los u$s 65.000 millones.
“En 2030, la industria debería invertir u$s 9.000 millones por año, a fin de que el nivel de perforación aumente un 75%”, precisó Ferioli. La colocación de un pozo de shale gas demanda el triple de tiempo que uno convencional. “Hoy existen en el país 72 camiones de fractura de 2.000 HP de potencia. Para 2030 se espera que esa cifra ascienda hasta los 1.072 camiones”, indicó.
Aun así, advirtió que a mediano plazo será imposible revertir la importación de LNG. Todo lo contrario. “Para 2018-2020 está previsto que la importación de cargas metaneras se duplique”, concluyó el directivo.
