La producción de gas natural, principal insumo energético de la matriz nacional, se incrementó en 2018 5,5%, según el Instituto Argentino de la Energía (IAE) General Mosconi. Tal como se desprende de su último informe, la obtención de gas convencional, que representa 64,4% del total producido, cayó 7,5% el último año. Distinto fue el panorama del no convencional (conformado por el shale y tight), que en 2018 subió 45,6% interanual. La producción acumulada en los últimos 12 meses de shale gas (de esquisto, como el de Vaca Muerta), que representa 14,4% del total, trepó 194%; y el tight (de arenas compactas, como el del Alto Valle del Río Negro), 3,6%.
Desde Compañía General de Combustibles (CGC, del grupo de Eduardo Eurnekian) explican que han apostado “fuertemente” a sus principales activos de la Cuenca Austral, al sur de Santa Cruz. “Desde hace ya varios años incrementamos el nivel de inversiones: en 2017 se perforaron 33 pozos y en 2018 otros 47, con un desembolso de 180 millones de dólares”, destacan y adelantan que con un monto similar irán por otros 50 en 2019. Su proyecto más importante apunta ahora al tight gas en Campo Indio Este-El Cerrito.
La misma senda transita la norteamericana ExxonMobil: “Enfocados en los no convencionales, aspiramos a operaciones más eficientes y productivas, maximizando las mejores prácticas para aumentar la productividad y rentabilidad de la cuenca (Neuquina)”, cuenta Daniel De Nigris, gerente general de ExxonMobil Argentina, que lleva invertidos 850 millones de dólares en exploración y desarrollo en la formación geológica Vaca Muerta.
Como contrapartida del exponencial aumento en la producción de shale (y tight en menor medida), surge una contracara insoslayable. “Estamos en presencia de una importante caída de precios como consecuencia de la sobreoferta de gas natural no convencional, que recibe un subsidio por parte del Estado instrumentado por la resolución 46/2017”, analiza Mauricio Russo, director comercial de la argentina Oilstone Energía en medio de un contexto inflamable en torno al recorte de subvenciones para gas no convencional que anunció recientemente el secretario de Energía, Gustavo Lopetegui.
“No es conveniente subsidiar la producción”, planteó Russo, de Oilstone, que fue fundada en 2010, es presidida por Diego Garzón Duarte y tiene su foco en campos maduros de reservorios convencionales en Neuquén. “De ser necesario, debe subsidiarse a los consumidores que no puedan pagar los valores reales de la energía, sea, petróleo, gas natural, energía eléctrica. De esa manera, la oferta se producirá a costo real y competitivo. Esperemos que estos cambios regulatorios no afecten el interés inversor”, continúa Russo. Según él, por la aplicación de la resolución 46, se producen dos paradojas: “Primero, en la medida en que hay más producción no convencional, más baja el precio y más tiene que pagar el Estado por subsidio. Y, segundo, el gas sin subsidio es desplazado por el subsidiado, cuando la prioridad debería ser a la inversa”.
Más allá de las diferencias, la estrategia de negocio de Oilstone sigue su curso. “En 2018 hemos invertido, tanto en gas como en petróleo, 12 millones de dólares en perforación de nuevos pozos, refracturas de existentes y conversiones de pozos a inyectores”, manifiesta Russo.
Rumbo similar tomó CGC: “En 20 meses se demostró la viabilidad técnica de desarrollar arenas no convencionales: con una nueva tecnología de terminación de pozos, que se completan sin cementar y fracturando con camisas, alcanzamos pozos con 1.400 metros de ala horizontal y hasta 16 etapas de fractura; superando la cantidad máxima de fracturas con esta tecnología en la Argentina”. En un año y medio lograron duplicar la producción de gas y mantener la de petróleo. Este año buscarán desarrollar el primer pozo con objetivo shale (petróleo y gas) de la Cuenca Austral, con “la idea de explorar la comercialidad de la roca madre de ese sector, que podría ser el equivalente a una segunda Vaca Muerta”.
Oilstone acordó en diciembre pasado con YPF la compra de cuatro nuevas concesiones cerca de la ciudad neuquina de Cutral Có, incorporación que los llevará a producir 400 metros cúbicos diarios de petróleo y 1 millón de gas natural y a duplicar la cantidad de empleados. Sus ejecutivos señalan que “2019 será un año para analizar con mucho cuidado en qué proyecto invertir”, aunque “deberían estar orientados al petróleo”.
Esa es la vía que transita también CGC: ofertó en una nueva licitación en Santa Cruz hace pocos meses. Además, durante 2018 descubrió dos nuevos yacimientos (El Puma y Cerrito Oeste) y extendió la superficie en Campo Indio y Estancia Agua Fresca. También cerró dos asociaciones exploratorias con la británica Echo Energy.
ExxonMobil reveló que junto a sus socios Pampa Energía (de Marcelo Mindlin) y la francesa Total invertirán 520 millones de dólares en la conversión del bloque neuquino convencional Sierra Chata a uno no convencional. Y los acuerdos no se reducen a la esfera privada, según De Nigris: “Es indispensable generar esfuerzos conjuntos para continuar reduciendo costos y que las operaciones sean más eficientes, aumentando así la productividad y rentabilidad de la cuenca. Por eso estuvimos trabajando con integrantes de la industria, socios y gobiernos, porque consideramos que en el largo plazo la adecuación de la infraestructura deberá centrarse en la evacuación troncal a todos los mercados”.
por Marianela Lavate
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