El vicepresidente de YPF, Enrique Esquenazi.
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La abrupta caída de las reservas de gas natural, que a la fecha sólo alcanzan para cubrir el consumo de los próximos ocho años, obligó al Gobierno ceder en uno de los ejes claves de su política energética: el control de precios. A regañadientes, Planificación aprobó un esquema de precios diferenciales para las petroleras que incorporen nuevos depósitos a partir de la exploración y puesta en producción de áreas petroleras marginales. A esa iniciativa la llamó Gas Plus.
En rigor, el programa data de mediados de 2008, pero recién ahora –después de varios ajustes- comenzó a materializarse en nuevas inversiones. La última concesión de la cartera que dirige Julio De Vido es un acuerdo firmado con Neuquén que fija el valor del Gas Plus entre los 4,5 y 7,5 dólares por millón de BTU, lo mismo que cuesta importar el fluido desde Bolivia.
Con precios que triplican el precio estándar de mercado (u$s 2,2), el Gobierno busca incentivar la apertura de yacimientos no convencionales de gas, cuya explotación es más cara. Neuquén es, en ese sentido, el mayor productor del hidrocarburo del país y el que mayores posibilidades tiene de desarrollar ese tipo de reservorios.
Los proyectos Gas Plus aprobados hasta el momento, que suman más de 35, generarán inversiones por más 2.000 millones de dólares en los próximos tres años, según consta en un informe interno de Planificación al que pudo acceder LPO. Integran esa nómina los principales jugadores de la industria, como YPF, Total, Petrobras, Pluspetrol, Tecpetrol y Apache, entre otros.
Por ejemplo, la petrolera de Repsol y la familia Eskenazi, que en diciembre anunció el descubrimiento de 4,5 TCF de gas natural en yacimientos no convencionales, contempla un desembolso de u$s 350,4 millones en Neuquén para desarrollar reservas estimadas por 188.951 millones de metros cúbicos (MMm3).
La norteamericana Apache, una de las primeras en producir Gas Plus, prevé colocar u$s 654 millones para sumar depósitos por 17.470 MMm3, siempre según los datos que maneja Planificación. Y Tecpetrol, la petrolera de Techint, presentó proyectos por 120 millones de dólares para incorporar reservas por 19.267 MMm3.
En total, según las proyecciones realizadas por las petroleras, el Gas Plus podría anexar cerca de 250.000 MMm3 del hidrocarburo. No es un dato menor si se tiene en cuenta que las reservas comprobadas actuales ascienden a 378.820 MMm3, según datos de 2009 de la Secretaría de Energía.
Más oferta
Hoy en día el Gas Plus aporta cerca de 6 MMm3/día, proveniente de yacimientos de Total y Apache. Con excepción de algún contrato con privados, la mayor parte de ese volumen es consumido por Cammesa, la empresa mixta que administra el mercado eléctrico, que accedió a pagar u$s 4,10 para abastecer del fluido a las centrales térmicas.
Sin embargo, en la Secretaría de Energía confían que con la entrada al negocio de las industrias, la oferta de Gas Plus se multiplicará. A eso apunta al Gobierno: como el gas ya no alcanza para cubrir la demanda de todos (residenciales, comerciales, GNC, usinas e industrias), Planificación quiere que los grandes usuarios paguen un precio Gas Plus para asegurar el abastecimiento de su consumo mínimo técnica.
“Hasta ahora, sólo el Estado (a través de Cammesa) era quien compraba Gas Plus. Los privados no se involucraban porque no querían más precio por el recurso. Pero frente a la falta de suministro para cubrir las necesidades de todos, las industrias muestran otra predisposición”, subrayaron desde la Secretaría de Energía.
Y se animaron a cuantificar el potencial de gas no convencional a mediano plazo. “Según los proyectos presentados por las petroleras, en un plazo de seis meses la oferta de tight y shale gas podrían llevar hasta los 20 MMm3/día, siempre y cuando la industria comience a contratar Gas Plus”, detallaron.
La cifra no es menor. Representa un 15% del consumo diario del hidrocarburo, que ronda los 120 MMm3/día.
Gas no convencional
El potencial de los campos no convencionales está recién dando sus primeros pasos. YPF anunció, en esa dirección, el descubrimiento de un depósito con 4,5 TCF de reservas de gas en Neuquén. “La perforación de cuatro pozos de tight gas, que tienen cada uno una producción inicial diaria de 100.000 m3 de gas, sumado a los resultados de las pruebas de larga duración, permiten a YPF anunciar el descubrimiento de un volumen estimado de 4,5 TCF´s de gas no convencional en el sur de Loma La Lata”, indicó la petrolera de Repsol y la familia Eskenazi, mediante un comunicado.
Héctor Mendiberri, subsecretario de Hidrocarburos de Neuquén, fue en la misma línea e indicó que “según nuestros estudios, los recursos de gas no convencional ascienden a 257 trillones de pies cúbicos (TCF). De esa cifra, entre un 12 y un 15% podría convertirse en reservas probadas”, pronosticó a LPO. Es decir, cerca de 40 TCF. Tres veces los depósitos existentes.
Fuente;lapolitica on line.
