En una entrevista en profundidad, el consultor energético Eduardo Barreiro se refiere al estado de situación del desarrollo de tight y shale gas en la Cuenca Neuquina.

Así, la Secretaría de Energía ya ha aprobado cerca de 50 proyectos, en el marco del programa Gas Plus, y a fines de 2013, se podrían estar produciendo en la Argentina entre 12 y 13 millones de metros cúbicos diarios de gas no convencional, si el nivel de inversiones alcanza los 3.000 millones de dólares. Para que se cumpla este escenario -evalúa Barreiro- todavía están faltando algunas definiciones por parte de las autoridades nacionales:

"Es necesario determinar por escrito, a partir de una disposición o resolución, una franja -que en principio podría estar entre 12 y 28 millones de metros cúbicos- de abastecimiento de gas al mercado que sea ininterrumpible, en donde se van a dar reglas de libre contratación". La charla abarca a su vez los problemas de costos -superiores en la Argentina, por cuestiones de escala, respecto de Estados Unidos-; los desafíos en materia de tecnología y capacitación; la llegada de nuevos jugadores -como el caso de Exxon- y la confusión mediática que se ha generado en la Argentina cuando muchos han tomado por reservas los recursos existentes de gas no convencional. Los desafíos del gas nuevo en la Argentina no pasan sólo por los gases de esquistos y arenas compactas. Para revertir el escenario de declinación serán necesarias otras fuentes con las que cuenta el país como el gas convencional todavía "no descubierto" o los yacimientos de gas ultraprofundos. "La solución a largo plazo es explorar, tenemos 19 cuencas sedimentarias casi inexploradas", explica Barreiro.

GAS NO CONVENCIENAL: ESTÁN FALTANDO ALGUNAS DEFINICIONES PARA QUE LA PRODUCCIÓN TOME IMPULSO

Un completo panorama de la actualidad en materia de gas no convencional en la Argentina ofrece esta entrevista con el consultor energético Eduardo Barreiro. Una pronta definición en las reglas de juego permitiría inversiones de más de 3000 millones de dólares en los próximos 3 años y una producción de gas no convencional que alcanzaría, a fines de 2013, entre 12 y 13 millones de metros cúbicos de gas diarios. El especialista habló a su vez de la llegada de nuevos actores al sector y el activo rol de la Secretaria de Energía y del gobierno neuquino en el desarrollo de esta actividad. Asimismo, se refiere a la necesidad de que el sector en la Argentina se familiarice con las complejas y costosas tecnologías de exploración y producción de gases no convencionales.

Se vienen dando los primeros pasos en la Argentina en términos de desarrollo del gas no convencional. ¿Cuál es el estado de situación en la actualidad?

Entiendo que estamos bien. Para empezar, ya tenemos identificados recursos, "gas in place", tanto de tight gas como de shale gas, y también parece ser que hay gas asociado a lechos de carbón. Tenemos variedad de recursos y parecen ser muy abundantes. Hay que destacar a su vez que las principales empresas ya tienen varios proyectos de gas no convencional, entre 2 y 7 proyectos cada una; así, existen en este momento un total de 55 a 60 proyectos presentados a la Secretaría de Energía, de los cuales cerca de 50 ya están aprobados. El programa Gas Plus III ha venido evolucionado, y parece que va en camino de habilitar una franja de gas no convencional de abastecimiento al mercado que sea ininterrumpible. Esto ya lo ha dicho al menos en dos ocasiones el secretario de Energía, Daniel Cameron. Si bien todavía no está escrito en ninguna disposición o resolución, y es el paso que está faltando, supongo que va a haber una franja, que en un principio sería de entre 12 y 28 millones de metros cúbicos diarios, en donde se van a dar reglas de libertad de contratación. Todo esto debería estar en una resolución que tenga entidad legal. Plasmarlo en el papel tiene mucho más efecto que decirlo.

Y en este caso sería ininterrumpible…

Ininterrumpible o parcialmente ininterrumpible ya que, por ejemplo, una compañía que comprase 2 millones de metros cúbicos de gas, podría determinar que de esa cifra, 400 mil o 500 mil metros cúbicos sean ininterrumpibles. Esa sería la cantidad que pagaría a precio de gas no convencional, entre 4 y tal vez 7,50 dólares el millón de BTU, según la negociación que se lleve a cabo.

El precio se dará en un acuerdo directo entre vendedor y comprador…

Sí, es un acuerdo entre vendedor y comprador. Y pienso que inclusive todavía hay que avanzar un poco más en la definición de "gas nuevo" y "gas viejo". "Gas nuevo" es todo el que aparezca por sobre la curva de declinación natural de los yacimientos en producción en la actualidad. Sabemos que un yacimiento declina y para que esto no suceda hay que realizar obras, explorar, perforar más pozos, hacer fracturas, etc. Se podría tomar la declinación natural del yacimiento como "gas viejo", y el gas incremental sobre esa base como "gas nuevo", y ese "gas nuevo" -exploratorio, ultraprofundo, etc.- podría ser negociado en la banda de precios mencionada.

Si se llega a esto, no tengo dudas que las compañías que ya tienen proyectos van a hacer las inversiones para empezar a producir este gas. En este momento tenemos una oferta de aproximadamente 5 millones de metros cúbicos día y la estimación que hago es que para fines de 2013, si todo va como corresponde, el gas no convencional puede llegar a los 12 y 13 millones de metros cúbicos de producción diaria. Y para el año 2020 podría estar tranquilamente en los 35 a 40 millones de metros cúbicos por día. Pero necesita una tasa de inversión continua. La estimación de las propias compañías -hasta 2013- es de 3000 millones de dólares de inversión. Ese gas compensaría en parte la declinación de los yacimientos "viejos" como Loma de la Lata.

"LOS COSTOS SON MUY ALTOS EN LA ARGENTINA"

¿Cuál es el costo promedio estimado del gas no convencional?

En Estados Unidos, que es el país del mundo donde está más desarrollada la producción, los costos promedios están en el orden de 3 a 7,50 dólares el millón de BTU. Es oscilante porque cada yacimiento tiene sus particularidades, en algunos casos puede ser de 1,80 y en otros llega a los 8 dólares, con una escala de producción que es 50 o 100 veces más grande que la que tenemos en la Argentina. Por ejemplo, Estados Unidos en el año 2007 perforó de 30 a 35 mil pozos de esta clase -sobre un total de 40 o 45 mil pozos anuales-. Mientras que en la Argentina se perforan en total entre 1.000 y 1.200 pozos. Lógicamente, por un tema de escala, los costos de producción son más altos en la Argentina; la hora equipo es un 30 o 40% más cara, las fracturas son más caras, la arena de fractura es más cara, todo es más caro. Ahora, si se dan los precios, va a haber una reactivación de la industria y al reactivarse fuertemente la industria, habrá más inversión, aumento de escala y más competencia; y así van a bajar los costos de producción.

¿Y los servicios?

Todos los servicios petroleros para gases no convencionales son más caros que en Norteamérica, y va a ser así hasta que se amplíe el mercado. Si se amplía el mercado se va a poder discutir un poco más con las empresas de servicios. No es lo mismo contratar 400 pozos que 4 pozos.

Si en Estados Unidos el costo promedio es del orden de 3 dólares, ¿cuál sería hoy por hoy el costo promedio en la Argentina?

Entre un 30 y un 40% más caro como mínimo. En los mejores proyectos, porque hay algunos que necesitan por lo menos 8 o 9 dólares y esos -por ahora- no se van a hacer.

¿Ya hay capacidad aquí en las empresas como para llevar adelante estos proyectos?

La tecnología está disponible, el problema es que, como señalé anteriormente, es cara. Por otra parte, las tecnologías que están siendo ofrecidas son bastante desconocidas por el productor en la Argentina, que tiene que empezar a pensar de una manera distinta estos proyectos respecto de lo que está acostumbrado. Por ejemplo, los estudios previos que hay que hacer en un yacimiento de tight o shale gas son mucho más caros que los que se hacen en un yacimiento convencional. Hay que hacer sísmica 3D multiazimutal y aplicar una serie de tecnologías para conocer muy bien el yacimiento y disminuir los riesgos, previamente a la perforación del primer pozo; en el caso de los yacimientos convencionales uno puede bajar costos por ese lado con un riesgo razonable. Con los gases no convencionales el riesgo no es razonable si no se utilizan las tecnologías adecuadas. Se puede perder mucha plata…

Entre los proyectos en marcha, ¿hay empresas que ya estén produciendo específicamente shale gas en el país?

Los pozos de YPF en Loma de la Lata son de shale gas. Está sacando gas y lo están comercializando; y hay compañías que están vendiendo y que han publicitado su contrato. Desde el punto de vista de los costos, no es demasiado importante la diferencia que hay entre el tight gas y el shale gas, básicamente los dos son muy caros. A su vez, en los dos casos se usa casi la misma tecnología de exploración y producción.

LLEGAN NUEVOS ACTORES

A su vez, está habiendo algunos movimientos en cuanto al interés de compañías extranjeras…

Están empezando a venir firmas que históricamente no habían venido a la Argentina. Es significativo el caso de Exxon, que vendió su refinería y sus estaciones de servicios pero paralelamente está firmando contratos de exploración y producción en Neuquén; se está asociando con firmas de la provincia por lo menos en dos yacimientos. Recordemos que Exxon es la compañía más grande del mundo. Y van a seguir viniendo cada vez más operadoras, sobre todo de las grandes, a nivel internacional. Otro fenómeno que se está dando en el mercado es la participación de operadores locales que ocupan el espacio que correspondía a compañías extranjeras.

Por ejemplo, Pan American Energy -que era en un 60% propiedad de BP- quedó en un 100% en manos de Bridas; que a su vez es 50% propiedad china. BP Amoco se retiró, posiblemente como consecuencia del accidente en el Golfo de México, y aumentó el porcentaje de participación de capitales locales. Lo mismo sucedió en YPF, con la entrada de Eskenazi. A su vez, hay otros empresarios argentinos que están ingresando en el negocio del gas, como el grupo que comanda Marcelo Mindlin, Pampa Energía, quien se asoció en un área exploratoria y viene históricamente del sector eléctrico.

Usted indicaba que la producción de gas no convencional podía llegar a 30 o 40 millones de metros cúbicos en 2020. ¿Eso cubriría la declinación de las reservas?
De los 120 millones de producción de gas que se producen diariamente un 95% es gas convencional. Y éste va a declinar, claro que va a declinar. Además, el programa Gas Plus no toma solamente gases no convencionales, sino también gas convencional "nuevo", y esos descubrimientos también ayudarán a paliar la declinación de las reservas. También está el denominado gas ultraprofundo, quizá con buena permeabilidad, que puede ser encontrado; hay muy pocos pozos perforados a esa profundidad en la Cuenca Neuquina.

Hay que invertir y estamos hablando de miles de millones de dólares. Pero si no sacamos ese gas del subsuelo argentino lo vamos a tener que importar. En este momento estamos pagando más de 7 dólares el gas de Bolivia y entre 10 y 11 dólares el GNL. Entonces, todo lo que se produzca debajo de esos precios es absolutamente beneficioso, es gas que se produce en la Argentina, da trabajo en el país, hecho por empresas que operan y pagan impuestos aquí. Creo que el peor panorama es perder el autoabastecimiento energético, y ya estamos cerca. No quisiera ver una gran masa de fondos del Estado pagando por hidrocarburos que hay en nuestro país.
Además, como siempre repito, la solución a largo plazo es explorar. Tenemos 19 cuencas sedimentarias incluyendo las offshore casi o totalmente inexploradas.

EL ROL DE NEUQUÉN

Las autoridades de la provincia de Neuquén se han mostrado muy activas en el intento de impulsar el desarrollo del gas no convencional…

Sí, se están moviendo bastante. Inclusive han creado la empresa Gas y Petróleo de Neuquén, que preside Rubén Etcheverry, y se están asociando con varias compañías, inclusive con la estatal Enarsa. Ya habrían hecho el primer pozo y estarían haciendo el segundo en esa asociación.

¿La provincia de Neuquén tiene equipos?

No, y Enarsa tampoco. Pero los equipos se contratan. En cuanto a personal preparado, en Enarsa trabajan varios ex compañeros míos de Yacimientos Petrolíferos Fiscales altamente capacitados que llevan 40 años de petroleros. Lo que le falta a Enarsa es dinero, necesita más presupuesto para convertirse en una operadora con peso específico en el mercado.

Por otra parte, se habló el año pasado de la intención de crear un instituto de estudios de gases no convencionales en la provincia…

Sí, digamos que están buscando encontrar know how que permita bajar los costos de producción. El tema del gas no convencional es que se necesita la colaboración de numerosos especialistas que en este momento están en el sector privado ganando buenos sueldos e irían a trabajar, pero no por el sueldo de un empleado promedio de Neuquén. Si lo que se quiere es un instituto para desarrollar tecnología en exploración y explotación de gas no convencional se necesitan millones y millones de dólares. Yo diría que a lo que se puede aspirar es, más que a desarrollarla, a conocer y comparar la oferta de tecnología que existe, tal vez adaptando y mejorando algunas en aspectos parciales.

O sea que el conocimiento local no es tan alto en este campo…

Digamos que aún es bastante teórico. Por eso es que están habiendo tantos cursos, congresos y reuniones que van a continuar este año. EL IAPG con la SPE está organizando un seminario para fines de agosto sobre gas -convencional y no convencional- en Neuquén. Además, hay varias organizaciones que están haciendo conferencias y cursos sobre el tema; que sirven para de-sarrollar el lenguaje que van a tener que utilizar las operadoras para negociar con las compañías de servicios, que son las que van a vender la tecnología.

El resto de las provincias de la Cuenca Neuquina, ¿está trabajando en el tema del gas no convencional?

Están estudiando y mirando que es lo que tienen, que por ahora son recursos; no se puede hablar de reservas; la reserva es el recurso producible con la tecnología y el costo para poner en el mercado el producto que estás produciendo. ¿Cuánto porcentaje del recurso puede ser reserva? En principio, depende del precio: a 7 dólares el millón de BTU a lo mejor el 20%, a 15 dólares a lo mejor el 50% o el 60%. Y con 1,50 o 2,00 o 2,80 el millón de BTU no hay reservas de gas no convencional. A medida que sube el precio aumenta la cantidad de gas producible.

"SE CONFUNDE RESERVAS CON RECURSOS”

En el evento organizado por el SPE a finales de 2010 se mencionó un estimativo del recurso de 256 TCF de gas no convencional. ¿Cómo se explica esta cifra?

Exacto, fue el dato que dio Gustavo Cavazzoli, de Schlumberger. Hubo un trabajo anterior que dio menos, y fue publicitado por el gobierno del Neuquén. ¿Cómo se hizo? Se tomó la superficie de la Cuenca Neuquina y se dividió en zonas, se determinó cuál era el espesor mineralizado, la porosidad media y la permeabilidad en cada zona, y se realiza un cálculo volumétrico que dio "más que dos Loma de la Lata". Lo que hizo Cavazzoli fue dar una estimación del gas in situ: ahora, se armó un revuelo bárbaro porque muchos periodistas lo levantaron como si fuesen reservas. Y él nunca habló de reservas, siempre dijo recursos. La reserva es un porcentaje menor del recurso, a lo mejor el 5 o 10 % pero depende de muchos parámetros, entre ellos el precio.

La confusión también se generó en el anuncio de YPF, cuando se mencionó que las reservas de gas en la Argentina pasarían de 6 a 16 años…

No es así. Es reserva cuando está probada, cuantificada y certificada. Todo lo demás es especulativo, con grado de especulación creciente si se habla de reservas probables, posibles y de recursos, que son las definiciones más importantes. Si confundimos reservas con recursos se puede llegar a decir cualquier cosa; por ejemplo, que tenemos gas para los próximos 100 años. Y no es correcto, lo que tenemos es el recurso que, a lo mejor, de alguna forma vamos a poder recuperar si tenemos la tecnología y los costos del caso; de lo contrario, no".

"HAY QUE APOSTAR A BOLIVIA, AL GNL Y AL GAS NO CONVENCIONAL"

Ahora se está planificando otra planta de GNL en Escobar. ¿Cuál es su visión al respecto?

Creo que hay que hacerla por una razón muy simple: ningún gobierno puede darse el lujo de volver a los cortes rotativos por falta de energía como ocurrió a fines de la década de los ´80. Eso no se puede volver a dar en la Argentina. El Gobierno tiene que asegurar la provisión de gas, de energía primaria, para no caer en el decrecimiento económico. Venimos creciendo hace 7 u 8 años al 9% anual acumulativo y eso implica un incremento del consumo de energía, y el tema es que la oferta energética no creció al mismo ritmo. Hay dos proyectos, uno el de Escobar y el otro es en Montevideo, Uruguay, que abastecería al mercado uruguayo y traería gas a la Argentina por el Gasoducto Cruz del Sur, que ya está construido. Pienso que habría que concretar ambos.

La planta de Montevideo, ¿sería fija o un barco como en el caso de Bahía Blanca?

Puede ser un barco también. Desde el punto de vista de la inversión es mucho más barato hacer unos muelles para el barco que venga, que hacer una planta. Yo utilizaría un barco, hasta ver qué pasa con el desarrollo del gas no convencional. Si yo fuera responsable, apostaría a todo: al gas de Bolivia, al GNL y al gas no convencional. Si este último va bien, mucho mejor, porque quiere decir que habrá que importar menos. Pero no me arriesgo a que falte el gas que necesita la economía. También hay que hacer una labor muy importante en el uso eficiente de la energía y lo primero que hay que dar es una señal de precios.

Y a su entender, ¿el negocio con Bolivia está muy trabado?

Es necesario aumentar la inversión exploratoria en Bolivia. Ocho o diez años atrás se hizo un boom de las reservas, se dijo que en Bolivia había 40 o 50 TCF, y resulta que cuando llegaron las consultoras que certifican reservas dijeron: "No, acá hay sólo unos 10 TCF". Y está claro que 10 TCF no alcanzan para exportar los volúmenes acordados. Es necesario hacer inversiones en exploración y producción. Y los pozos de Bolivia son muy costosos porque son profundos; cada pozo lleva tal vez un año de principio a fin y cuesta decenas de millones de dólares. Argentina firmó contratos que dicen que tenemos que recibir 27 millones de metros cúbicos diarios para el año 2017. Me parece poco probable.

Fuente: Tecnoil

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