Faltan cinco años para que el gas no convencional revierta el déficit

Asumiendo que se dicta el marco regulatorio adecuado, se brindan las señales de precios necesarias, se garantizan la logística, tecnología y recursos humanos requeridos, aun así, faltan por lo menos cinco años para que el gas extraído de reservorios no convencionales permita revertir el actual déficit que presenta el país en materia energética.

Esta es la principal conclusión a la que llegó el Instituto de Energía de la Academia Nacional de Ingeniería (IE/ANI) en un informe de reciente publicación. La buena noticia es que el potencial para el país es sumamente interesante; la mala, que habrá que tener paciencia y elaborar las condiciones físicas y normativas para no desaprovechar la oportunidad.

Los autores toman como base un estudio del Departamento de Energía de los Estados Unidos que estima que el país tendría 774 TCF (equivalentes a 22 billones de metros cúbicos) de recursos gas de esquistos (o shale gas ), que "representan aproximadamente 60 veces las actuales reservas comprobadas de gas natural convencional del país". Se trata de la tercera mayor cantidad de recursos de shale gas del mundo, sólo detrás de China y Estados Unidos. El 53% de esos recursos estaría en la Cuenca Neuquina, donde YPF anunció el mes pasado el hallazgo de "recursos técnicamente recuperables" por 927 millones de barriles equivalentes de petróleo (BEP), que incluyen tanto shale oil como shale gas .

"El gas de reservorios no convencionales en la Argentina es una buena noticia -afirmó Roberto Brandt, coordinador del estudio del IE/ANI-, pero hay que trabajarla muy seriamente a nivel de políticas proactivas, señales de precios, cuestiones logísticas, desarrollo de tecnología y recursos humanos... Si se hace todo eso, es probable que en 5 a 7 años tengamos un resultado razonable."

Ese plazo contrasta con las definiciones que dio recientemente el secretario de Energía, Daniel Cameron, para quien se debe "hablar de una situación de importación de energéticos sólo en el cortísimo plazo", a causa -justamente- del desarrollo no convencional de hidrocarburos, entre otras causas.

Según el estudio del IE/ANI, "el principal desafío de la matriz energética argentina es revertir la decreciente disponibilidad local de hidrocarburos sin incurrir en mayores costos". La declinación de la oferta interna de petróleo y gas en los últimos años contrastó con una demanda energética en expansión. Este año hubo déficit comercial energético y todo indica que el año próximo será aún mayor. El total del gas importado representa un 14% del total de volumen físico transado, pero corresponde a casi el 50% del costo total del gas consumido en el mercado local.

"Los costos de esas importaciones favorecen el desarrollo del gas de reservorios no convencionales [GRnC]", se afirma. Hoy el productor nacional de gas convencional percibe alrededor de US$ 2,5 por millón de BTU, mientras que el fluido importado de Bolivia se paga a casi US$ 11 y el que ingresa por barco supera los US$ 15 el millón de BTU. En Estados Unidos, el costo del GRnC se ubica entre 4,5 y 6 dólares, con lo cual en la Argentina hay margen para su desarrollo, en caso de que el Gobierno convalide precios superiores a los del programa Gas Plus, señala el informe.

Otras propuestas de la Academia de Ingeniería para propiciar el desarrollo del shale gas es dictar una normativa especial para el GRnC, desarrollar la tecnología necesaria en el país, importar el resto de los equipos e insumos y asegurar la logística (especialmente por la exigencia de grandes volúmenes de agua).

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Billones de metros cúbicos
Son los recursos de shale gas estimados para la Argentina. Equivalen a 60 veces las reservas comprobadas

Diario La Nación 24.12.11