El clima en Neuquén

icon
13° Temp
82% Hum
La Mañana

“En gas estamos en una etapa de incertidumbre”

El subsecretario de Minería e Hidrocarburos de Neuquén, Héctor Mendiberri, asegura que para que despeguen las yacimientos no convencionales la Nación debe disponer mayores precios.

Por CRISTIAN NAVAZO

Neuquén > El subsecretario de Minería e Hidrocarburos de la provincia, Héctor Mendiberri, advierte que la Nación debe reconocer mayores precios para que el desarrollo de los yacimientos de gas no convencionales sean una realidad. Por ahora, la situación no logra destrabarse pese a la insistencia del gobierno neuquino.
 
¿Qué balance hace sobre las prórrogas de las áreas?
En 2011 logramos cerrar con las áreas que tenía Chevron. Por un lado, el área El Sauce que fue traspasada a la empresa Central, y acordamos la prórroga y logramos la reactivación de ese yacimiento que estaba prácticamente abandonado. Además, no hicieron un pago inicial de un millón de dólares.
Lo importante es que logramos la renegociación con Chevron, que habíamos tenido varios intentos fallidos, y cerramos un acuerdo interesante desde el punto de vista monetario, no sólo por el pago inicial sino por el 3% de regalías adicionales por el canon extraordinario que nos va a proveer el principal yacimiento de petróleo de la provincia (El Trapial).
Con este acuerdo prácticamente estamos cerrando todas las prórrogas de todas las áreas concesionadas por el gobierno nacional. Queda una pequeña área en el noreste de la provincia que se llama Loma Montosa Oeste, pero tiene muy poco interés económico y está en manos de Petróleos Sudamericanos.
También falta Sierra Chata, que tenemos inconvenientes con la apreciación del yacimiento con la operadora Petrobras. Nosotros tenemos ciertos valores en cuanto a reservas y ahora la empresa ha presentado estudios con otros valores, entonces estamos en trámites y tratativas.
 
¿Cómo ve la evolución de los horizontes no convencionales?
El año 2011 ha sido muy bueno en cuanto a que se han perforado muchos pozos dirigidos a reservorios no convencionales, preferentemente en la formación Vaca Muerta, y también se han hecho algunos pozos en la formación Los Molles. También se han hecho muchos pozos de tight gas. Todo esto ha permitido ir consolidando un escenario de recursos muy bueno para la provincia. A los estudios que teníamos con potenciales muy importantes, fundamentalmente de gas, y que ha sido mencionado el Departamento de Energía de Estados Unidos con apreciaciones más optimistas, consolidan un muy buen escenario de potencial de recursos que tiene Neuquén.
En un principio pensábamos que esos recursos se limitaban solamente a gas y ahora sabemos que tenemos un muy buen potencial de petróleo en shale oil, fundamentalmente en el centro de la provincia, donde ha tomado la delantera la empresa YPF.
Si bien esos hallazgos al momento no han sido traducidos como reservas comprobadas permiten inferir un muy buen potencial. En estos días la Nación le ha hecho una petición para que se defina sobre qué reservas puede tener. Pese a que hay pozos descubridores en producción todavía se está en una etapa en la que es difícil magnificar la cantidad de reservas que habría.
 
¿Se deben certificar las reservas cuanto antes?
En cuanto a los yacimientos no convencionales nosotros consideramos dos escenarios. El escenario de petróleo está bastante consolidado en función de que a las empresas el precio actual que se les reconoce es más o menos 70 dólares en barril, les cierra para hacer pozos en Vaca Muerta. Están perforando, haciendo el camino de aprendizaje, para lograr curvas de producción que garanticen su explotación en el tiempo. Estos pozos son difíciles de explotar. Hay toda una experiencia previa en los ’80 con YPF que descubrió este tipo de cosas pero la empresa nunca pudo tener tecnología para obtener reservas recuperables por pozo que justifiquen una explotación a nivel de yacimiento. Somos muy optimistas en cuanto al futuro de los shale oil.
En cuanto al gas realmente estamos entrando en una etapa de incertidumbre porque Nación no termina de reconocer precios para el shale gas. El país necesita unos 130 millones de metros cúbicos por día para abastecer a la demanda de todos los segmentos. Todos tienen tarifas que se han quedado en el tiempo. Al sector residencial le cuesta 0,80 dólares el millón de BTU, al GNC 1,2, a las centrales térmicas 2,68 dólares y a la industria 3,60. El Gas Plus tiene un promedio de 4,40 dólares.
Para satisfacer a la demanda que tiene el país se importan desde Bolivia unos 10 millones de metros cúbicos (Mm3) por día, a unos 10 dólares el MBTU, y desde los barcos metaneros en estos momentos se importan unos 10 millones, que en invierno llega a 15, a valores de 14 a 18 dólares.
La propuesta del gobierno neuquino a Nación ha sido que nos dé una señal para poder empezar a interesar a las empresas con un precio mayor de los 4 dólares para que se interesen en desarrollar los potenciales yacimientos. Eso hasta ahora no ha sido posible. Nosotros pensamos que ese gas lo podía comprar el Polo Petroquímico de Bahía Blanca que sufre las restricciones en invierno.  Pero si no se puede garantizar que sea firme, que no se lo puedan interrumpir, no está dispuesta a pagar mayores precios. Lamentablemente así este gas no se puede desarrollar.
 
Ese es el gran problema del Gas Plus…
Si el petróleo ha mejorado su precio en boca de pozo es porque se puede trasladar a los surtidores, es decir, hay alguien que lo termina pagando. En el caso del gas debe suceder lo mismo. Hoy en día el gobierno nacional tiene un gran problema porque al subsidiar la energía se va sumando una masa de dinero cada vez mayor y en 2011 terminó con un déficit en la balanza energética. Por eso decidieron eliminar los subsidios a los cargos. Pero esa plata que va a pagar el usuario al pagar el cargo no va destinada a promover inversiones en los yacimientos argentinos sino a cubrir los gastos que demanda la importación de gas.
 
¿Por qué, si parece un planteo sencillo, la Nación no destraba esa situación?
Puede haber varias causas. En el caso de Bolivia, es probable que desde Nación se lo vea como un proveedor seguro. En el caso de los barcos metaneros, se tiene una cierta visión de que son proveedores que uno va, compra contratos y el gas ya lo tiene. En cambio, nuestro gas necesita desarrollos no inferiores a tres o cuatro años, y se necesita una inversión más importante. El gobierno nacional también reconoce que el recurso está. Se ve que no le encuentran la vuelta para que coexistan todos los sistemas: una parte que sea abastecida con precios bajos, otra de Bolivia, de los metaneros y de los yacimientos no convencionales.
Este año presenta para la provincia el desafío de luchar para que ese gas se movilice. Nuestras reservas vienen decreciendo a un ritmo de un 5% anual. En las producciones que tiene Neuquén, es hablar de valores muy importantes. En 2011 tuvimos una producción de unos 20 mil Mm3 de gas. Para este año, por la declinación de los yacimientos prevemos unos 18.500 Mm3. Esto se puede corregir con precios para el gas no convencional. En cinco años podríamos estar llegando a los valores históricos máximos de 2004.
 
¿YPF está en condiciones certificar reservas?
No es que YPF no lo hace porque no quiere sino porque no tiene la cantidad de puntos de control suficiente. Tiene estudiada con pozos exploratorios un área grande bastante interesante donde tiene una red de pozos productivos. Si toda esa superficie estuviera mineralizada, habría los recursos que dice YPF y que son muy grandes, de casi de un millón de barriles de petróleo. Pero los accionistas de cualquier empresa que compite en bolsa no permiten que esto sea incorporado como reserva comprobada, porque la reserva es lo que le da valor a una petrolera. YPF no puede salir a decir “tengo incorporados un millón de barriles” y después no poder extraerlos, sería una estafa al tenedor de la acción. Debe ir dando los pasos que se necesitan para pasar este potencial, que podemos decir que ya no es un recurso sino unas reservas posibles. Pero hace falta perforar una gran cantidad de pozos para pasar a reservas comprobadas.
 
¿Cómo evolucionará el precio del petróleo en le mercado interno?
En 2011 el promedio fue de 61 dólares, empezó con precios de poco más de 40 dólares y terminó en más de 73. Nuestra expectativa es que el petróleo siga subiendo, el presupuesto se ha calculado en base a 73,75 dólares el barril. Eso va a ser así en función de que los precios se reflejen en el surtidor. A medida que alguien lo paga, es decir, el consumidor, se van haciendo contratos cada vez más altos entre productores y refinadores. Para nosotros es estratégico y creo que debe serlo también para la Nación porque lo que se refina no alcanza para todos los automovilistas. Siempre en alguna parte falta combustible. El parque automotor está creciendo de una forma tan grande que dispara la demanda y no alcanza la refinación. Ante ello, una de las variables de ajuste es que los precios sigan a la suba.  
 
¿Qué escenario exploratorio esperan para 2012?
En 2011 se hicieron unos 30 pozos exploratorios, una cifra muy superadora a los valores que teníamos año a año. Se perforó en zonas poco conocidas donde se detectaron reservorios de shale gas que amplían el horizonte de exploración. En 2012 va a ser un muy buen año en exploración porque va a seguir esa tendencia y va a ser un año donde las inversiones en desarrollo van a ser más modestas porque no se da el destrabe para los yacimientos de shale gas porque no tienen los precios que se necesitan. No logramos tener el despegue para que se entre a perforar masivamente los campos de gas.

Lo más leído

Dejá tu comentario