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Los yacimientos no convencionales podrían revertir la declinación productiva

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Los cambios tecnológicos de los últimos años trajeron un abaratamiento de las explotaciones de yacimientos no convencionales (ver aparte Tight y Shale Gas), situación que, a juicio de los funcionarios provinciales del área, provoca un cambio radical en las sombrías perspectivas que pesan sobre la declinante producción y las menguadas reservas gasíferas comprobadas de la cuenca local.

Dos Loma de La Lata
Para el subsecretario de Hidrocarburos, Energía y Minería de la provincia, Héctor Mendiberri, las reservas no convencionales estimadas de la cuenca de Neuquén serían, según los estudios del sector privado, de 21 trillones de pies cúbicos, aproximadamente 600 mil millones de metros cúbicos. Para tener una idea de lo que significa este volumen, se trata del equivalente “a dos Loma de La Lata” en sus orígenes, destacó a E&E el funcionario.
La clave de este cambio de expectativas se encuentra en los avances tecnológicos que dieron lugar a un importante abaratamiento de los costos de extracción en los yacimientos no convencionales.
Aunque las nuevas explotaciones son todavía sensiblemente más caras que las tradicionales, la brecha se redujo y, lo más determinante, hoy es posible lograr costos compatibles con precios finales inferiores a las fuentes alternativas.

Promoción de inversiones
Rubén Etcheverry, presidente de Gas y Petróleo del Neuquén, señaló a E&E que este año se realizarán dos nuevas rondas para inversiones en las áreas que le fueron transferidas a la empresa provincial (ver aparte). Se trata de zonas de exploración de mediano y alto riesgo. “Lo que tratamos de incentivar es todo lo que son los horizontes no convencionales. Sabemos que la cuenca neuquina tiene gran potencialidad y avanzamos bastante con varias empresas que se mostraron interesadas y ya hay algunas  inversiones”, destacó.

Historia breve
Las explotaciones no convencionales comenzaron hace alrededor 15 años en Estados Unidos y Canadá, que son los grandes actores mundiales en Tight y Shale Gas y en shale Oil, y que, fronteras adentro, lograron revertir la matriz de importaciones y exportaciones de gas. En Estados Unidos, por ejemplo, estos yacimientos ya representan el 20% del gas y se estima que llegarán al 50% en 2020.
En el país, en tanto, su explotación recién comienza, pero Etcheverry cree que “en el mediano plazo, no en el largo”, unos 5 años, estas nuevas explotaciones “permitirán revertir las tendencias declinantes que hoy se registran, tanto de reservas como de producción”. El prerrequisito, destaca, “es que se mantengan las tendencias firmes en los precios para que puedan repagarse las inversiones”. A diferencia de los yacimientos convencionales, las necesidades de inversión de este tipo de yacimientos no se limitan al momento inicial, sino que continúan durante toda la vida útil del pozo. Es necesario seguir asistiéndolos y realizando fracturas permanentemente.

Precio crítico
El precio crítico del que hablan tanto los funcionarios como las empresas es de entre 5 y 6 dólares por millón de BTU (MBtu). Actualmente los contratos de Gas Plus están por encima de los 4 dólares y algunos, los menos, en algo más de 5 dólares. Se trata de precios que más que duplican a los que actualmente reciben las operadoras en boca de pozo en los yacimientos convencionales, algo más de 2 dólares el MBtu, pero también de un valor por debajo de las fuentes alternativas: las importación de Bolivia, que bordea los 7 dólares, las regasificaciones a partir del gas licuado o las más caras sustituciones por gasoil o fuel oil que en los picos de demanda que realizan las centrales térmicas.
Desde la perspectiva de las petroleras, el dato de la existencia de sustitución a precios superiores resulta fundamental. Además,  las prospecciones realizadas muestran que existe potencialidad en la cuenca neuquina para estos yacimientos, lo que yuxtapuesto al factor precios permite que las ecuaciones de costos comienzan a cerrar.
Respecto de los números finos, y al margen de las estimaciones privadas, desde la provincia sostienen que recién en cuatro años, cuando termine el primer período de las rondas de concesiones, se podrá tener una cuantificación de reservas. Este será el punto de partida para producir en grandes volúmenes. Las empresas interesadas en las nuevas explotaciones son casi todas, pero se destacan Total, YPF, ExxonMobil, Apache y EOG Resources. 

Gas y Petróleo del Neuquén

La tarea de Gas y Petróleo es desarrollar todas las áreas no concesionadas de la provincia. También tiene 14 contratos que fueron transferidos desde Hidenesa (Hidrocarburos del Neuquén S.A.). En la reciente visita a Houston, Texas, se recorrieron varias de las empresas con voluntad potencial en invertir en yacimientos no convencionales en la cuenca neuquina y se visitaron algunos de los centros especializados que trabajan con las nuevas tecnologías, como el de BJ Services, que participará en el desarrollo de “Alejandría” (ver aparte).
Otra de las tareas estatutarias de Gas y Petróleo, más allá de su nombre, es la generación de energía eléctrica. Actualmente se estudia, junto a la firma Duke Energy, la posibilidad de instalar turbinas en el dique compensador de El Chañar. La búsqueda, una vez más, es la de una tarifa de equilibrio que sostenga al proyecto.

“Alejandría”

Gas y Petróleo del Neuquén avanza en el desarrollo de un centro tecnológico en la provincia que se llamará “Alejandría”. Los yacimientos no convencionales, además de alta tecnología e inversiones, requieren investigación y capacitación de recursos humanos. Esta será la función del centro que se construirá en Neuquén capital.
Funcionará como una fundación que recibirá aportes de las empresas, aunque pertenecerá a Gas y Petróleo. Se realizarán  acuerdos con las universidades locales, la Tecnológica (UTN) y la del Comahue (UNCo), y tendrá un laboratorio que brindará servicios a todas las operadoras, lo que será su fuente de autofinanciamiento. La necesidad de un laboratorio responde a que las tecnologías de los yacimientos no convencionales son, básicamente, las de fracturas hidráulicas y a que gran parte de los trabajos en los yacimientos son de prueba y error hasta conocer el tipo de roca y ver cómo reacciona frente a la estimulación de fracturas.
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