La empresa con mayoría de capital estatal, recordó Da Ré, aporta el 42% de la oferta interna de gas, con producción propia o en asociación con otros productores. “La oferta incremental en los próximos años será de shale gas y los nuevos proyectos requerirán que se incremente fuertemente la cantidad de desembolsos de la industria, que llegarían a duplicarse en el mediano plazo”, estimó el directivo. 

Da Ré proyectó la demanda interna de gas en un 3% promedio al año hasta 2020 (13% en cuatro años) y consideró que “la brecha de importación podrá ir cerrándose conforme la producción de gas natural suba, siempre que la oferta doméstica tenga los incentivos económicos adecuados”. El empresario destacó el aporte creciente de YPF tras el programa de incentivos a la producción excedente (que fijó un precio de u$s 7,5 por millón de Btu), con un aumento de 4,4% promedio anual, 23% entre 2012 y 2016, mientras el shale gas ya representa un 10% del total. 

“En ese período, las inversiones totalizaron u$s 10.000 millones incluyendo impuestos y regalías, porque hay que gastar mucho dinero antes de tener la primer producción del yacimiento: nunca sabemos el tamaño del potencial y la productividad, y en no convencional son necesarios proyectos pilotos para determinar las condiciones”, explicó el director de YPF. 

Da Ré resaltó que “lo que queda por desarrollar en recursos no convencionales es sustancialmente mayor a las reservas conocidas actualmente y las que se espera incorporar en convencionales”. Recordó luego que el país es el cuarto en el mundo en reservas de shale oil (6 veces por encima de las petroleras tradicionales) y el segundo en shale gas (con reservas casi 27 veces superiores a las de gas convencional). “Descubrir y explotar los pozos nos cuesta hoy u$s 4 por millón de Btu en el gas convencional; u$s 6,2, en el thigt; y u$s 7,6 para el shale gas, con lo cual la producción local puede ser desarrollada en forma competitiva ante las alternativas de importación”, concluyó el directivo.