YA SE IMPORTA HASTA UN 40% DEL GAS QUE SE CONSUME EN EL
PAÍS
Por la llegada del frío, se traen del exterior hasta 50
MMm³/d de gas por barco y desde Bolivia para cubrir la demanda residencial. Las
importaciones se encarecieron un 48,3% en el primer cuatrimestre. Proponen incentivar
la incorporación de nuevas operadoras interesadas en explorar campos maduros. Y
advierten que el desarrollo del shale gas demandará u$s 65.000 millones hasta
2030.
A mediados de mayo, con la llegada de la primera ola de frío
polar del año en Buenos Aires, se importaron hasta 48 millones de metros
cúbicos diarios (MMm³/día) de gas para cubrir el incremento de la demanda
residencial del fluido. El encendido de equipos de calefacción provocó un
fuerte incremento de las importaciones de Gas Natural Licuado (LNG, por sus
siglas en inglés) para las terminales de Bahía Blanca y Escobar y del
hidrocarburo que llega desde Bolivia.
La cifra preocupa en los despachos oficiales: representa el
38% del gas consumido en el país, según indicó el consultor energético Daniel
Gerold en el seminario “La energía en el período 2003-2013: diez años
perdidos”, organizado en mayo por el grupo de ex secretarios de Energía en el
auditorio de la UCES.
De acuerdo con números de la Secretaría de Energía, en el
primer cuatrimestre del año las importaciones de gas treparon hasta los u$s
1.499,48 millones, un 48,3% más que en el mismo período de 2012 (u$s 1.010,47
millones). “Las importaciones de energía llegarán este año hasta los u$s
13.000 millones. En 2012 hubo que cerrar la economía, porque si no las
importaciones se llevaban puesto el país”, señaló Gerold.
A su entender, el incremento de las compras fuera del país
derivará en un aumento del déficit fiscal del Estado. “El sector
residencial sólo paga un 10% del costo real de importación de gas”,
indicó Gerold. La caída de la producción de gas –que se agudizó durante el
primer trimestre con una baja del 7%– provocó un encarecimiento del costo real
del gas que se inyecta en el sistema, que pasó de u$s 4,9 por millón de BTU en
2011 a más de u$s 9 en la actualidad.
En la industria, a su vez, cuestionaron la incertidumbre
generada por la expropiación de YPF, por la falta de resolución del conflicto
con Repsol. “Hoy hay un aislamiento casi sin precedente. No es normal la
estatización de YPF. Lo lógico sería pagar por las acciones. Repsol tenía 15
MOUs firmados con empresas privadas, de las cuales tres estaban decididas a
invertir u$s 4.500 millones en Vaca Muerta”, señaló Gerold.
Hacia delante
Aun así, y a pesar de indicar que en 2012 tampoco se logró
reemplazar las reservas de gas consumidas el año pasado, Gerold advirtió que es
necesario explorar algunos proyectos en áreas convenciones que pueden
incorporar oferta de gas a corto y mediano plazo.
“Existen oportunidades en ciertos bloques
convencionales, como en Potrerillos en la cuenca Cuyana. También en la cuenca
Cretásica de Tuyunti, en Salta”, señaló el especialista. Y sugirió
tomar como experiencia la de Canadá, que logró incrementar la producción de
hidrocarburos en una cuenca madura como la de Alberta a partir de la
incorporación de nuevas operadoras petroleras.
“Las petroleras independientes o de menor tamaño pueden
explotar de forma más eficiente yacimientos más chicos. Por eso, creo que se
debería incentivar el ingreso de nuevas petroleras interesadas en las
oportunidades que todavía ofrecen los campos maduros o áreas convencionales de
exploración”, afirmó el especialista.
Al mismo tiempo, en materia gasífera avizoró buenas
perspectivas para la cuenca Austral. “Es una cuenca que podría sumar
producción a mediano plano y a relativo bajo riesgo. Hoy existe capacidad de
transporte disponible para incrementar la producción en esa área”,
sostuvo. “Vega Pléyade (un proyecto off shore en la cuenca
Austral liderado por Total) se va a hacer, por lo que a mediano plazo
habrá más oferta de gas desde Tierra del Fuego”, agregó.
También destacó la necesidad de relanzar la exploración en
las cuencas off shore, dado que lo realizado hasta el momento por Enarsa
–recibió la titularidad de los bloques marinos en 2004– no rindió sus frutos.
“Se debe incentivar la inversión privada porque Enarsa no tiene la espalda
necesaria para perforar en las áreas marinas”, advirtió
Números en pugna
Por su parte, Jorge Ferioli, presidente del Comité Argentino
del Consejo Mundial de la Energía (CACME), presentó un estudio sobre los
desafíos que tiene por delante la industria petrolera de cara a lograr un
desarrollo masivo de los yacimientos no convencionales.
Sobre la base de una evaluación de Vaca Muerta y otras
formaciones de la cuenca Neuquina, indicó que el año que viene la Argentina
podría producir 1,1 MMm³/día de shale gas. Y remarcó que el objetivo es llegar
a una producción de 111 MMm³/día en 2030, con lo cual se lograría dejar de
hacer cargas de LNG en el exterior.
“En los próximos 15 años habrá que perforar 7.500
pozos nuevos, para lo cual se precisarán 166 equipos nuevos de perforación, y
67 sets de fractura. En 2030 se deberían perforar 1.000 pozos nuevos de shale
gas por año”, expresó el directivo.
Según sus números, los desembolsos para perforar los pozos
rondarían los u$s 60.000 millones, a lo que habría que agregar u$s 2.000
millones para importar los equipos de perforación y u$s 3.500 millones para
traer la maquinaria de fractura. La inversión total superaría los u$s 65.000
millones.
“En 2030, la industria debería invertir u$s 9.000
millones por año, a fin de que el nivel de perforación aumente un 75%”,
precisó Ferioli. La colocación de un pozo de shale gas demanda el triple de
tiempo que uno convencional. “Hoy existen en el país 72 camiones de
fractura de 2.000 HP de potencia. Para 2030 se espera que esa cifra ascienda
hasta los 1.072 camiones”, indicó.
Aun así, advirtió que a mediano plazo será imposible
revertir la importación de LNG. Todo lo contrario. “Para 2018-2020 está
previsto que la importación de cargas metaneras se duplique”, concluyó
el directivo.
Fuente: PETROQUIMICA
Tomado de envío de pregón
agropecuario de ar
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