Hallazgo de shale gas. Tras el hallazgo que hizo PAE se abre un nuevo horizonte hidrocarburífero para Chubut y el Gobierno prevé una reconversión de la matriz productiva; el ministro de Hidrocarburos profundizó sobre el plan para comenzar con el proceso de extracción.
Pan American Energy encontró gas no convencional similar al de Vaca Muerta en Chubut, fue el gran anuncio realizado esta semana por la compañía junto al gobernador Ignacio Torres que autorizó por primera vez la explotación no convencional en el Golfo San Jorge tras el hallazgo. Se trata de una reconversión del área de Cerro Dragón, con una inversión inicial de USD 250 millones.
El ministro de Hidrocarburos de Chubut, Federico Ponce, estuvo en el programa Sin Hilo de Canal 12 y profundizó sobre el horizonte del no convencional en la cuenca San Jorge y los tiempos para pasar de la exploración al proceso de explotación del recurso hallado por PAE, según publicó Canal 12.
Repasó Ponce que la cuenca ha sido históricamente de un petróleo mediano “que hoy es muy demandado y algo de gas, pero no hacía un aporte considerable a lo que es la demanda del país”. Y subrayó que “ahora con el hallazgo de shale gas, lo importante es el aprovechamiento de estos recursos para poder transformar la cuenca y llevarla de una matriz petrolera a una gasífera”.
Sobre todo, apuntó el ministro que “de esta forma y a partir de la producción de gas, pensar en revertir ese declino y ese espiral decreciente de empleo y producción. Así que desde ese punto de vista es sumamente favorable”.
Los tiempos para llegar a la explotación
“Como todo proceso tiene su tiempo de investigación –dijo el ministro Ponce-, ya tenemos más de dos años recorridos desde que se empezó a analizar esta roca hasta ahora, y lo que queda es un piloto de cumplimiento obligatorio del plazo máximo cinco años”.
Continuó el titular de Hidrocarburos explicando que lo proyectado es “perforar cinco pozos, que es una inversión de 230 millones de dólares. Y en ese camino se va a terminar de buscar la receta específica para producir esta roca, que no es una roca madre pero es distinta en su geología en su forma de romperse, así que lo que hay que buscar es la receta para hacerla productiva”.
Aclaró entonces que el cambio de concesión a no convencional otorgado a PAE no es una prórroga sino que “la Ley Nacional de Hidrocarburos prevé que si uno tiene una concesión de hidrocarburos convencional y descubre un recurso no convencional, tiene la posibilidad de pedir una concesión no convencional, que básicamente la reconvierte. Esto automáticamente extiende los plazos 35 años, y en este caso puntual también como el recurso poco conocido y la circunstancia no amerita, lo que se le hace es la adición a 10 años”.
Dejó en claro el ministro de Hidrocarburos de Chubut que “también se va a seguir con la explotación convencional, la inversión que se viene haciendo anualmente para desarrollar las reservas convencionales se va a seguir haciendo. Y en forma paulatina se va a empezar a ver o a manifestar este recurso no convencional y cuando ya se atraviesa la etapa piloto, va a empezar lo que se llama como rampa o incremento de producción donde cuando se entra en una etapa de producción más intensa”.
Estímulo a la inversión
En cuanto al estímulo que se buscó para que se invierta en la exploración del no convencional, el ministro puntualizó que “desde el punto de vista de las regalías no hay afectación, porque las regalías en lo que es convencional se están liquidando de igual manera. Y sí en lo no convencional se otorga una regalía diferencial, es decir un estímulo a la regalía del 9%, que es una regalía menor a lo que paga el convencional y menor a lo que paga Vaca Muerta, con el fin de estimular este recurso que es poco conocido”.
Se apunta así a la competitividad y ejemplificó el ministro “el caso del Fortín de Piedra, que fue el primer desarrollo no convencional de sheil gas en Neuquén que permitió que se empezara a trabajar fuerte y a partir de eso hubo muchísimos desarrollos. Y en el caso del petróleo, lo que es Loma Campana, que recién se pudo desarrollar una vez que se firmó este famoso decreto Chevron, que es el 929, y que dio una serie de incentivos desde el punto de vista de disponibilidad de divisas y derechos de exportación, que fue lo que permitió que se desarrolle en lo convencional el petróleo. Así que creo que esos son buenos ejemplos para remarcar también de haber una asistencia cuando el recurso es poco conocido para que se lleguen adelante los proyectos.
Entrando en cuestiones más técnicas y la necesidad de mayor inversión, Ponce puntualizó que “un pozo no convencional hoy en Vaca Muerta cuesta alrededor de 15 millones de dólares. Y un pozo convencional de la cuenca está en el orden de los 2 a 3 millones de dólares. Obviamente las productividades son distintas, un pozo de Vaca Muerta puede producir 10 veces más que un pozo convencional y después también con mucho menos volumen de agua. Entonces, en el global termina siendo muchísimo más rentable un pozo no convencional que un pozo convencional”.