Es la cantidad que se incorporaría si se ponen en funcionamiento los 35 proyectos aprobados por la Nación. Pero a tres años del lanzamiento del programa, hay sólo dos iniciativas con contrato. La mayoría de los proyectos pertenece a la provincia de Neuquén
El plan Gas Plus, lanzado por la Nación para paliar la preocupante caída de las reservas, ya cumplió tres años con modestos resultados.
Si bien hay varios proyectos aprobados, apenas muy pocos de ellos están en plena producción, y sólo dos tienen precio establecido. Sucede que las industrias aún no se deciden a pagar el doble del precio del mercado por ese gas.
Hasta el momento tienen el visto bueno oficial 35 proyectos de Gas Plus, 20 de ellos en Neuquén, que permitirían sumar 124.933 millones m3 (MM3) de nuevas reservas pero la producción sigue estancada, por lo cual el programa aún no muestra sus resultados.
Si se tiene en cuenta que las reservas de gas del país a 2009 fueron de 378.862 MM3, se infiere que el programa aumentaría un 30 por ciento la disponibilidad del hidrocarburo.
El Gas Plus libera precios al juego de la oferta y la demanda, siempre bajo la tutela de la Secretaría de Energía de la Nación, que es quien aprueba los contratos entre las petroleras y las industrias o las generadoras de energía eléctrica.
Tal como publicó La Mañana de Neuquén el domingo último, entre 2000 y 2008, las reservas de petróleo y gas neuquinas bajaron un 60%. Al actual nivel de producción alcanzarían sólo para poco más de 6 años. Sin embargo ese panorama podría cambiar con el desarrollo de los abundantes recursos que existen en reservorios de gas no convencionales.
De todas formas, hasta que los reservorios no estén explorados y dimensionados, y sobre todo hasta que su gas no tenga un precio establecido, esos recursos no pueden ser contabilizados como reservas comprobadas.
Según las estimaciones del Gobierno neuquino, en ocho años la producción de shale gas, tight gas y proyectos de Gas Plus alcanzaría a la curva de producción de fluido convencional.
De acuerdo a la proyección, en 2018 la extracción no convencional alcanzaría los 28 millones de metros cúbicos de gas por día (Mm3/día), cifra similar a la que tendrán los yacimientos actuales, cuya declinación se ubicaría en un 10% anual.
No convencionales
El plan Gas Plus también apunta a conseguir la puesta en producción de reservorios ya identificados pero caracterizados por una geología más compleja que la de los yacimientos tradicionales. Se trata de los denominados shale y tight gas, que requieren de mayores inversiones para extraer el fluido.
Entre las exigencias del programa nacional figura la fehaciente demostración de un mayor costo perforador que permite a las petroleras aspirar a una remuneración estimada entre 4,5 a 6 dólares por millón de BTU, cuando hoy el precio más alto del mercado no llega a los tres dólares.
Un contrato de Gas Plus que tiene precio es el que celebraron Apache y Pampa Energía. Días atrás ambas empresas anunciaron que se asociarán para producir 700.000 m3/día de gas a partir de la incorporación de reservorios no convencionales en las áreas Anticlinal Campamento y Estación Fernández Oro, en las provincias de Neuquén y Río Negro. Pampa Energía participará en el 15% de los pozos de los cuales saldrá el fluido para alcanzar los 700 mil m3 pautados.
Además, la firma que preside Marcelo Mindlin ya rubricó un contrato de compra de gas a Apache por 800.000 m3/día. El precio, aprobado por la Secretaría de Energía será de 5 dólares el millón de BTU. Apache también cerró un contrato a u$s 4,10 para el gas de los yacimientos Guanaco y Ranquil Co.
La Mañana Neuquén
