En el 煤ltimo a帽o, las expectativas hidrocarbur铆feras de la provincia mostraron una transformaci贸n radical. Mientras a fines de 2009 el escenario era el de una ca铆da tendencial de la producci贸n y las reservas, con maduraci贸n y decaimiento de los pozos, y s贸lo algunas pocas esperanzas concentradas en los programas Plus, 2010 termin贸 con un escenario de mucho optimismo.

No s贸lo por los trabajos geol贸gicos de la propia provincia que, como adelant贸 en su momento E&E, estimaron recursos potenciales en gas no convencional equivalentes a 26 Loma La Lata (257 TCP, trillones de pies c煤bicos), dato que por primera vez fue confirmado oficialmente por el subsecretario de Hidrocarburos H茅ctor Mendiberri 鈥揳unque el documento que fue primicia de este suplemento llevaba su firma鈥� sino por los recientes hallazgos, tanto de un megayacimiento de gas no convencional en Loma La Lata por YPF, o del m谩s modesto de la firma nacional Techpetrol, conocido esta semana.

A ello se sum贸 un hito hist贸rico: el hallazgo, tambi茅n difundido esta semana, de la primera perforaci贸n realizada por la asociaci贸n entre la empresa provincial Gas & Petr贸leo del Neuqu茅n y la nacional Enarsa. El descubrimiento marca un punto de inflexi贸n tras el auge privatizador, que si bien no significa un cambio en el paradigma de la explotaci贸n hidrocarbur铆fera nacional, resulta una oportunidad para que el sector p煤blico autofinancie la exploraci贸n y vuelva a crear un espacio de acumulaci贸n de capital humano y recursos t茅cnicos, una oportunidad para contrarrestar la supremac铆a absoluta de las petroleras multinacionales.

Cualquiera sea la valoraci贸n de este conjunto de hechos, el dato concreto es que Neuqu茅n pas贸 del pesimismo al optimismo. As铆 lo muestra el responsable del 谩rea hidrocarbur铆feras provincial  en este extenso di谩logo con E&E, aunque siempre tratando de no exagerar expectativas. No lo explicita, pero el funcionario parece tener claro el marco de la 鈥減etropol铆tica鈥� neuquina, donde los potenciales perspectivas de nuevos recursos deben manejarse con prudencia.

Previsiblemente, Mendiberri rechaza que las nuevas perspectivas hayan sido cuesti贸n del puro azar o de la sola riqueza del subsuelo neuquino. 鈥淐uando llegamos al gobierno el escenario era el de una fuerte declinaci贸n de la producci贸n y de las reservas en torno al 10% anual. Un panorama bastante complicado si se tiene en cuenta que nuestro sector genera recursos para la provincia equivalentes a un tercio de su presupuesto. En el a帽o 2010, con un presupesto de 7.200 millones de pesos, los hidrocarburos aportaron 2.400 millones鈥�, detalla.

Renegociaci贸n de contratos
鈥淎dem谩s de la amenaza de ca铆da de los recursos presupuestarios, lo que m谩s le preocupaba al gobernador y a su equipo de trabajo era, principalmente, la ca铆da de la actividad econ贸mica. Una de las l铆neas directrices fue renegociar las concesiones. Fue por simple l贸gica. Las inversiones petroleras son de largo plazo y los vencimientos de las concesiones en 2016 no permit铆an un horizonte de planificaci贸n de las inversiones. Eran muy pocos a帽os para amortizarlas. Algunos dijeron que ten铆amos la posibilidad de aplicar la ley 17.319. Pero es de muy dif铆cil aplicaci贸n. No ser铆a f谩cil demostrar que no se est谩n haciendo las inversiones para tener, como dice la ley, el desarrollo pleno del yacimiento, con la mayor eficiencia y racionalidad. Por eso optamos por la renegociaci贸n. Conseguimos 417 millones de d贸lares de pago inicial y cerramos acuerdos por unos 150 millones de pesos en deudas pendientes. Adicionalmente obtuvimos un estimado, a valores iniciales, de 680 millones de pesos m谩s, que surgen de los 3 puntos adicionales del canon de producci贸n, es decir, de regal铆as adicionales hasta que terminen las reconcesiones. Pero debe tenerse en cuenta, por ejemplo, que de los 47 d贸lares el barril que ten铆amos en 2009 ya estamos en 55 d贸lares, con lo que los recursos ya son m谩s. Lo mismo suceder谩 con el gas. En el proceso tuvimos en cuenta la parte ambiental, el compre neuquino, que se va a perfeccionar con la nueva ley. Las 煤nicas cr铆ticas fueron de fundamentalistas. Estas operatorias fueron calcadas por R铆o Negro, son superadoras de las primeras de Chubut y fueron tomadas por Santa Cruz. Nos vino a ver la gente de Tierra del Fuego y de Mendoza鈥�, explica Mendiberri.

驴Por qu茅 vincula la renegociaci贸n de contratos con las nuevas potencialidades en gas no convencional?
Porque mayoritariamente se trata de recursos que est谩n en las zonas potencialmente m谩s ricas de la provincia y que fueron concesionadas o reconcesionadas durante nuestra gesti贸n. Es en estas 谩reas, pero en zonas m谩s profundas, como es el caso de Loma La Lata, donde est谩n los reservorios no convencionales. Renegociar era una clave para inducir a las empresas a la exploraci贸n, a la vista de estos niveles. En nuestra gesti贸n, la relaci贸n con el gobierno nacional fue totalmente diferente. Siempre pensamos que deb铆amos transitar un camino en conjunto con Naci贸n. Por eso aportamos ideas que hoy pueden verse en programas como Gas Plus y Refino Plus. Este 煤ltimo programa, signific贸, por ejemplo, la inversi贸n de 80 millones de d贸lares en Plaza Huincul por parte de Petrolera Argentina (PEA). Lo que se hizo fue bajarle fuertemente las retenciones a las exportaciones a las peque帽as refinadoras y se las mantuvo a las grandes. En Plaza Huincul se ampli贸 la capacidad de refinaci贸n en 900 metros c煤bicos por d铆a, partiendo de alrededor de 500. Tenga en cuenta que YPF, por ejemplo, tiene una capacidad de refinaci贸n de 4.500 m3, as铆 que estamos hablando de una expansi贸n importante. PEA tambi茅n comenz贸 a producir biodiesel y se lo vende a YPF para sus cortes obligatorios. Todo esto signific贸 400 nuevos puestos de trabajo directos.

驴C贸mo se determinar谩  finalmente el valor para el shale gas?
Hay una banda de entre 4,50 y 7,50 d贸lares el mill贸n de BTU para el valor en boca de pozo, que no es lo mismo que el precio de venta, que es un poco mayor. Hoy en Neuqu茅n tenemos un promedio muy bajo de 2,20 d贸lares. Pero a las usinas t茅rmicas va a 2,60, a Chile a 10, al MEGA (la planta separadora de YPF) a 4,60, el industrial se paga alrededor de 3 d贸lares. Los primeros proyectos de gas plus son de 4,10 a 4,50. A medida que aumenta la dificultad de los reservorios, como en los casos de los no convencionales, el acuerdo es que la Secretar铆a de Energ铆a de Naci贸n analice los costos y asigne, seg煤n el caso, un valor dentro de la banda de 4,50-7,50. O sea que en este 煤ltimo acuerdo con Naci贸n tenemos una base que es el techo de los programas plus y un techo que es el piso de importaci贸n.

Recursos potencial
驴Considera que estos precios motorizar谩n las inversiones?
Es lo que est谩 sucediendo. Ahora hay que ir a mirar la otra punta, por ejemplo el Polo Petroqu铆mico de Bah铆a Blanca. Este a帽o se quejaron de que este a帽o dejaron de ganar 100 millones de d贸lares por la falta de gas. Bueno, hay que ver cu谩nto est谩n dispuestos a pagar para que el suministro no se corte. (El ministro Julio) De Vido ya les contest贸. Les dijo que no tienen gas porque quieren pagarlo a 3 d贸lares, cuando en Brasil, por ejemplo, el industrial est谩 a 10. Compren gas m谩s caro y no se les va a cortar. Al mismo tiempo se necesita que los acuerdos de no interrupci贸n se cumplan. Tiene que haber reglas claras. Por otra parte esperamos, abogamos, que haya alguien que revise las tarifas. Y que si se tiene que exceptuar a alguien que lo necesite se haga, pero no que se subsidie a muchos que no lo necesitan. Esto es lo que le dec铆a al principio. Nuestra pol铆tica fue renegociar las concesiones, con eso conseguimos recursos para obras y m谩s regal铆as y, al mismo tiempo, consensuar con el gobierno nacional un sendero de mejores precios. Primero conseguimos los programas Plus y ahora el precio para los reservorios no convencionales.

驴Y c贸mo se llega a esta ampliaci贸n de recursos potenciales?
Justamente. Cuando comenzamos ten铆amos el horizonte de reservas en 6 贸 7 a帽os, que sigue siendo lo que tenemos actualmente. Pero no debe olvidarse que lo que nosotros le hacemos a nuestros reservorios de gas es tremendo: son 21.000 millones de m3 al a帽o, todo un gran yacimiento todos los a帽os. Nadie tiene dimensiones. Loma La Lata inicial ten铆a 300.000 millones.

驴C贸mo llegaron  al c谩lculo de 257 TCF?
Bueno, algunos nos dicen que estamos vendiendo cart贸n pintado. Nosotros decimos, en cambio, que de pr谩cticamente 0 de recursos en 2008 pasamos en un suspiro, en 3 a帽os, a tener recursos, no reservas, por 257 TCF, lo que usted dice 鈥�26 Loma La Lata鈥� en su estado original, una cantidad de gas impresionante. Pero hubo una construcci贸n en este sentido, con mejores precios, muchos de los que tienen concesiones en zonas como Vaca Muerta ahora miran con cari帽o la posibilidad de extraer Shale, m谩s porque ya tienen infraestructura e instalaciones en el lugar.
驴Pero se sab铆a de la existencia de estos recursos?
Siempre se supo que estaban. Cuando yo estudiaba en la universidad en el a帽o 1974 ya se dec铆a que los rusos estaban partiendo las rocas con explosiones at贸micas para fisurarlas. Pero los relevamientos en Los Molles y Vaca Muerta se hicieron este a帽o. Ahora los vamos a profundizar. Vamos a formar un equipo de trabajo con nuestros ge贸logos y con una prestigiosa empresa de estudios geol贸gicos de Buenos Aires, Phoenix, dirigida por Walter Cheblin, que ya fue profesor m铆o en YPF. Esperamos que las empresas privadas colaboren con los trabajos de geoqu铆mica de pozos que tengan hechos. Creemos que tambi茅n tenemos Shale oil, petr贸leo de arcillas. De estos trabajos surgir谩n los recursos que pueden prospectarse, por ejemplo los 257 TCF. Como ser谩 un estudio m谩s refinado tendremos una cifra mejor determinada, una mayor certeza sobre los recursos potenciales.

驴Qu茅 porcentaje de estos recursos puede transformarse en reservas?
En base a los porcentajes que se est谩n manejando en Estados Unidos y Canad谩 una previsi贸n muy conservadora puede ser de poco m谩s del 10%, unos 30 TCF. Son unos 3 Loma La Lata.

驴Qu茅 dicen las empresas?
No es homog茅neo. Pero hay empresas que est谩n apuradas por comenzar. Exxon ya tiene inversiones comprometidas y caucionadas. Apache en enero quiere empezar un pozo en la cordillera de 4.100 metros. 7 millones de d贸lares s贸lo en exploraci贸n. Petrobr谩s har谩 dos pozos. Ya lo hace Pluspetrol, lo hace YPF. Hay mucho inter茅s. Y yo creo que dif铆cilmente haya grandes yacimientos gas铆feros off shore o en el Chaco paranaense, con lo que la neuquina continuar谩 siendo la principal cuenca gas铆fera. El punto es o lo seguimos importando o lo explotamos aqu铆 con precios m谩s altos. Por eso hay que tener mucho cuidado con las tarifas residenciales.

NO SE REEMPLAZAR脕N IMPORTACIONES

驴Hay regal铆as para 50 a帽os como dijo el gobernador?
Es lo que creemos si se hace una explotaci贸n racional. Manteniendo los actuales niveles de producci贸n, que es much铆simo gas, no expandi茅ndola. No creo que sea un gas para abastecer a todo el pa铆s, ni que no siga siendo necesario, de aqu铆 en m谩s, modificar la matriz energ茅tica donde el 89% son hidrocarburos y el 51% gas. Nosotros producimos hoy 55-60 millones de m3 por d铆a y el pa铆s demanda 130-135 millones. Y en aumento. Nosotros les mandamos 60, del resto del pa铆s llegan otros 60 y 15 son el metanero y la importaci贸n desde Bolivia. Mi visi贸n personal, que es la de un t茅cnico, es que no vamos a abastecer los 15 millones que faltan, sino que aspiramos a mantener nuestra participaci贸n, que el gas no convencional reemplace gradualmente la declinaci贸n del convencional. No se olvide adem谩s que estos pozos deben madurar y generarse la experiencia en su explotaci贸n.

鈥淕&P no ser谩 parasitaria鈥�
驴Qu茅 evaluaci贸n hace del reciente descubrimiento de G&P del Neuqu茅n y Enarsa?
Es un hito que una empresa provincial haya realizado un descubrimiento. Tambi茅n hay que decir que se tuvo la gran suerte de descubrir en el primer intento, sin padecer el riesgo minero de la actividad. Con este 鈥減leno鈥� en la ruleta, todo ser谩 m谩s f谩cil. Si el pozo resulta productivo luego de concluida su terminaci贸n, como todo indica que suceder谩, el futuro de G&P est谩 garantizado y no ser谩 una empresa parasitaria de la provincia. A esto s煤mele que G&P se queda con entre el 10 y el 20% de todas las 谩reas en las que participa. Estamos frente al resultado de una pol铆tica de Estado.

鈥淟a importancia de lo que se viene鈥�

驴M谩s costo de producci贸n es proporcionalmente m谩s actividad en la provincia?
Exactamente. Yo creo que nadie tiene proporci贸n de la importancia de lo que se viene. Para el gas no convencional se necesitan 10 veces m谩s pozos que para el convencional. Donde hac铆a un pozo ahora se hacen 10 贸 20 dirigidos y luego siguen las fracturas hidr谩ulicas. En contrapartida, los pozos tienen producciones m谩s largas en el tiempo. Pero es necesario hacer m谩s pozos, fracturas, grandes movimientos de agua, de agentes sost茅n para las fracturas. No se perfila un pozo, sino 10. Es un gran movilizador de la actividad. Pero ser谩 tambi茅n necesaria una gran responsabilidad para que no se impida la actividad, sea por el lado de los superficiarios o de la parte sindical

Fuente: Diario La Ma帽ana Neuqu茅n

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