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Vaca Muerta y el dilema del gas


La importación prevista de gas en 2021 fue de 4.450 MMm3 de Bolivia y 3.674 MMm3 de barcos de GNL. La suma para la etapa invernal llego a 7.000 MMm3. Esta cifra de sustitución directa por gasoducto requiere una extracción del shale gas considerable doble de la producción actual para cubrir la merma del convencional. Se necesitan 5 años de un incremento de producción del orden del 15% anual del no convencional.

Con el legendario gasoducto Gral. San Martin que trajo gas de la Patagonia en 1949 hacia la zona metropolitana comenzó la gasificación territorial del país. Luego siguió el gasoducto del Norte y a partir de Loma la Lata el Centro oeste y los troncales de Neuba I y Neuba II. Hoy es Vaca Muerta el que pasa a sostener dicha gasificación territorial. Hoy el Gasoducto de Tratayen- Saliquelo -San Jerónimo es clave para expandir el uso del gas.

I) La riqueza de gas natural seco de Vaca Muerta proviene de una roca madre extendida en 9585 Km2 en una franja de 100 metros de alto promedio a 2400 metros de profundidad media. La evaluación de la Advanced Resources International Inc. Para la Agencia de Información de Energía de los Estados Unidos asume que el 18% del gas in situ es pasible de ser extraído con técnicas de estímulo a base de fracturación de la roca madre y así liberar cerca de 20,19 Bcf/Km2. (565Millones de m3/Km2). Un pozo horizontal de 2500m de longitud posibilita una extracción (EUR-Estimated Ultimate Recovery) del orden de 353 Millones de m3. Ello ocurre en un plazo de 5 años. El costo del pozo no supera los 12 millones de dólares, y determina un costo unitario directo del orden de 0,9 U$/MMBTU. Con gastos de acondicionamiento e impuestos, regalías y beneficios razonables se llega a 2 U$/MMBTU. Con ello es posible recaudar unos 25 millones de U$S y resulta con estos números básicos una renta sostenible.

La importación prevista de gas en 2021 fue de 4.450 MMm3 de Bolivia y 3.674 MMm3 de barcos de GNL. La suma para la etapa invernal llego a 7.000 MMm3 (en 150 días 46 millones de m3/d). Esta cifra de sustitución directa por gasoducto requiere una extracción del shale gas considerable doble de la producción actual para cubrir la merma del convencional. Se necesitan 5 años de un incremento de producción del orden del 15% anual del no convencional. En este contexto recién a partir del quinto años (2026) se podría considerar la posibilidad de exportaciones importantes de gas. Lograr un 15% de incremento anual no es moco de pavo. La de los barcos de GNL es la que presenta importantes decisiones por la necesidad de almacenajes para cubrir el pico de invierno. Estos dos grandes emprendimientos gasoducto y almacenajes de GNL se complementan y posibilitan que se analicen importantes acuerdos de garantizar exportaciones en firme.

En el mundo la energía es un bien estratégico, un pilar de los desarrollos nacionales. En tal sentido, configura un bien de interés público. Superar el drama de la pandemia y las deudas económicas se requiere de un Estado inteligente para encarar sin dudas nuevos modelos donde el país cuente con una adecuada planificación energética y una justa distribución. Una transición energética de las fuentes fósiles a las energías renovables dada paso a paso asistirá a un nuevo modelo energético que debe resolver una industria energética con servicios públicos en manos de la comunidad como alternativa al fracasado modelo del mercado neoliberal.

Proyecto de Ley Régimen de Promoción de Inversiones en Hidrocarburos
En principio el Proyecto de régimen de promoción apunta a una mayor producción para obtener principalmente grandes volúmenes de exportación. El planteo de la promoción era para obtener divisas que se necesitan para pagar la deuda que ha tomado el macrismo. Una alternativa posible a esta ley seria dar instrucciones precisas a YPF e invitar a las privadas (medianas y pequeñas) a acoplarse a un programa de asociación con créditos baratos sustentados por el Estado.

Un fideicomiso puede recoger capitales nacionales privados y externo con un mix donde las empresas locales llegaran a tasas atractivas. El conjunto de Vaca Muerta es un gigantesco recurso de gas natural y ello conforma más de 20 veces las reservas probadas de todo el país.

Es decir, alcanzar los valores que puedan superar el déficit de producción de gas del país es una tarea posible. Requiere de una política energética de estado. Para el 2026 es decir en 5 años se estaría entonces proyectando esta tendencia en convencional de unos 56 MMm3/d y el No convencional unos 120MMm3/d Aquí recién comenzaría a tenerse superávit de la caída de la producción convencional y la compensación de la importación, lo que implica cero exportaciones en periodo invernal deseos 5 años.

La propuesta reciente de exportación de gas a Brasil por un gasoducto de 1400Km en argentina y un costo total de 5000 millones de dólares hasta Porto Alegre nos introduce a una reflexión. Que es la necesidad que el gas que salga de Vaca Muerta tenga prioridad el mercado interno y que parte el gas a Brasil se industrialice.

Mientras Argentina realiza la inversión del larguísimo gasoducto, debemos convenir con Brasil política de producción industrial de integración El convenio es posible esbozarlos con la instalación de plantas de metanol, de fertilizantes y de otras de subproductos petroquímicos a partir de etano, propano y butano. Es posible un gran convenio de asociación con Brasil que de alguna manera Relaciones exteriores podría negociar las distintas variantes. YPF puede en pocos meses en sus yacimientos no convencionales intensificar la perforación y obtener volúmenes para la exportación industrial en los años siguientes al 2026.

Hoy YPF se halla en un dilema de ser una petrolera más o ser la gran petrolera protagonista de las necesidades del país. La producción de crudo de YPF se ha venido manteniendo y se ha recuperado en gran parte. El programa para el gas natural sin embargo debería ser más intenso y prioritario con la entrada de lleno a las perforaciones en Vaca muerta en la llamada zona III de mayor maduración (gas seco).

El proyecto de ley de un Régimen de Promoción de Inversiones Hidrocarburiferas que supuestamente determinara que en 20 años de duración del mismos se obtendrán recursos e ingresos suficientes. Recursos de dineros hábiles para explotar explorar y explotar los yacimientos de gas y petróleo. Los incentivos son garantizar las estabilidades de las obligaciones fiscales (en particular las regalías y los impuestos a las ganancias). Cuestiones que apuntan más a la producción y venta al exterior de los hidrocarburos. Con esos incentivos se supone que habrá inversiones en infraestructuras de transportes procesos plantas de tratamientos etc.

Es loable la iniciativa en sí, pero no se visualiza una articulación solida de los recursos de países ávidos de petróleo y gas. Por los números indicados que se esperan millones de dólares de mega inversión no existen mínimas estimaciones o evaluaciones de carácter social económica sobre la supuesta mega exportación. El régimen de promociones no posee ni el marco de la oferta sustentable ni el marco de un mercado mundial ávido de comprar esos mega volúmenes cando hay planteos en todo el mundo de una energía de transición a las renovables que indica menos consumo de petróleo y en el mejor de los casos de demanda estable ya satisfecha por los proveedores actuales. Sera necesario introducir a las inversiones no convencionales precios a la baja para ser competitivos.

La explotación de los pozos tiene un volumen a término (EUR – Estimated Ultmate Recovery) de cada pozo se halla en torno de 350 millones de m3 de crudo. Esta situación no precisa sobre que volumen contendría riesgos de acople de microsismos. Asimismo, en cuantos pozos se requieran para evacuar los líquidos tóxicos provenientes del fracking con seguridad. Cuantos gasoductos se requerían para evacuar en los puertos el gas de exportación. El planteo presentado de promoción es una gran burbuja que puede poseer un sinnúmero de posibles “agujeros”.

Tiene sentido común correr tantos riesgos si paso a paso con industrias mediante podemos exportar líquidos y productos derivados y así obtener miles de puestos de trabajo. Nos cabe preguntar “quo vadis” argentina. Un sendero responsable de crecimiento integral interno y externo o un país vendedor de riquezas con una renta asegurada para las grandes corporaciones.

El rol de PYMES de capital nacional
La Argentina posee capital propio y una actividad de apertura como es la extracción de crudo y gas no convencionales lo pueden realizar empresas argentinas. Una convocatoria a Pymes con capital interno que con un retorno como es el gas no convencional de Vaca Muertaen5 años es atractiva. Lo más importante es que se agruparían procesos de empresas locales con proveedores locales. Es decir, un proceso de conformación industrial local. La Argentina puede tomar el camino que tomaron las pymes en Texas. Se requieren políticas afines claras que hagan que el sendero de uso de las riquezas del subsuelo de Vaca Muerta lo asuma una alianza entre empresas, estados, fuerzas laborales y estructuras industriales metalmecánicas químicas informáticas en un esfuerzo de la comunidad nacional.

Se trata de darle prioridad al capital nacional. El proyecto de ley de promoción de las inversiones hidrocarburiferas presentada está orientadoa grandes consorcios y asumimos que es un camino equivocado para el interés nacional.


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