El Ministerio de Energía estableció el año pasado un esquema de precios referenciales para la producción de gas no convencional de US$7,5 por millón de BTU (la unidad de medida) para este año, de US$7 para el próximo; US$6,5 para 2020, y US$6 para 2021.

Aun con este precio mínimo que el Gobierno les garantiza a las empresas productoras -por encima de los casi US$3 que paga el mercado internacional-, el Estado ahorrará costos, ya que la producción local reemplazará la importación de 3800 millones de metros cúbicos (Mm3) de combustibles líquidos, que son todavía más caros que el precio de referencia.

La estimación fue realizada por Tecpetrol, el brazo energético del grupo Techint , que hizo el cálculo en base a la demanda anual proyectada y a la producción total estimada de gas no convencional, sumando lo que extrae la petrolera en Vaca Muerta (actualmente es 7,4 Mm3 diarios) y lo de otros jugadores de la zona.

El ahorro está en la diferencia entre el precio de los combustibles alternativos al gas natural (gas líquido a un precio de US$8 por millón de BTU en invierno y de US$9 en verano, gasoil a US$16 y fueloil a US$10,5) y la producción local de los yacimientos no convencionales (shale gas) a US$7,5 el millón de BTU. El ahorro total alcanza los US$442 millones (US$106 millones en gas líquido, US$313,9 millones en gasoil y US$22,3 millones en fueloil).

"El subsidio de la resolución 46 que firmó el Gobierno es un incentivo que no le cuesta dinero al Estado, ya que la producción reemplaza los combustibles que habría que usar si no estuviera Vaca Muerta", dijo Carlos Ormachea, presidente y CEO de Tecpetrol, la empresa que le anunció al Presidente una inversión en la zona de Fortín de Piedra, en Neuquén, de US$2300 millones en marzo del año pasado, y ya lleva ejecutados US$1100 millones.

"Hay varios proyectos que hoy no existirían si no estuviera ese subsidio. El Gobierno facilitó el arranque de algo que nos puede llevar a un gas más barato en el futuro. En Estados Unidos, el desarrollo del shale gas comenzó igual. Entre 2005 y 2008, el Estado les dio a las empresas un precio subsidiado de entre US$8 y US$14 por millón de BTU. Después hubo una sobreoferta y el precio hoy en día está en US$3. En la Argentina podría pasar lo mismo en cuatro años. El problema va a ser la demanda y no la oferta", agregó Ormachea.

Según la visión del ejecutivo de Tecpetrol, cuando los proyectos en Vaca Muerta se multipliquen, el país va a tener un escenario de precios de gas a la baja. "Hay mucho por mejorar en los costos, como por ejemplo hacer más barato la operación y bajar los tiempos muertos. También va a ser fundamental bajar la logística, todos los insumos se mueven con camiones, por eso es necesario mejorar las rutas", dijo.

El desarrollo de Vaca Muerta también podría intensificarse con la extracción de petróleo en la zona, ya que, con un valor del barril que superó la barrera de los US$80 a mediados de este mes, el incentivo de precios lo impone directamente el mercado.

"Cuando se tomó la decisión de extraer gas no convencional en la zona, el precio del petróleo estaba muy bajo. El timing de invertir en gas, en cambio, dependía del contexto y no tanto del mercado. El contexto era de una región que es deficitaria y de un precio de importación alto. Ahora hay un contexto y un mercado que viabiliza el desarrollo de Vaca Muerta para los dos hidrocarburos", indicó Ormachea.

En los reservorios convencionales, el gas y el petróleo están alojados en rocas porosas y permeables, por lo tanto los hidrocarburos fluyen más fácil hacia los pozos que extraen los líquidos. En cambio, en las formaciones no convencionales, la situación es exactamente contraria: la roca tiene baja porosidad y escasa permeabilidad (semejante a la del asfalto de la ruta).

"Para dar un ejemplo muy bruto, la roca permeable es una piedra pómez, los hidrocarburos fluyen. Mientras que el shale es un mármol, se necesita hacer algo para que los líquidos fluyan", graficó Ormachea.

La forma de mejorar la permeabilidad de manera artificial es abrir fisuras en la formación para que el gas y el petróleo puedan escapar. El proceso se realiza a través de estimulación hidráulica, que significa inyectar agua para generar las fisuras, y arena para mantenerlas abiertas. "Esta técnica fue desarrollada en los años 40 en Estados Unidos y se aplica regularmente en la Argentina desde los años 50", explica un informe realizado por el Instituto Argentino del Petróleo y del Gas (IAPG).

Si bien los reservorios convencionales también pueden requerir estimulación hidráulica, en el caso de los hidrocarburos no convencionales es necesario crear la permeabilidad con más inyección de fluidos y con más perforaciones. Los pozos que se realizan son horizontales (en forma de L en realidad), en vez de los habituales verticales que se utiliza para las formaciones convencionales. La perforación tiene una profundidad vertical de 2700 metros y 2300 de longitud horizontal, aproximadamente.

A poco más de un año de haber anunciado la inversión en Fortín de Piedra, Tecpetrol cuenta con 26 pozos de gas en producción, 22 pozos en perforación y 18 pozos en proceso de terminación. Para el primer trimestre del año que viene, la petrolera estima producir 15 Mm3 de gas diarios.

Vaca Muerta ocupa una superficie de 30.000 kilómetros cuadrados en la Cuenca Neuquina, que se expande por Neuquén, Río Negro, La Pampa y Mendoza. Según estimaciones privadas, la Argentina tiene recursos técnicamente recuperables de gas de 802 trillones de pies cúbicos y 27.000 millones de barriles de petróleo.