En el análisis de coyuntura y negocios que desarrolla el área de Economía de PwC Argentina en la 6 edición de “Economic GPS”, se da una descripción de los hidrocarburos no convencionales, que requieren una inversión de US$ 60.000 millones en 15 años.
Con el boom de los precios del petróleo hasta hace no mucho tiempo atrás, se vivió un aumento y una mayor visibilidad de la explotación de los hidrocarburos no convencionales, los cuales pasaron a considerarse la solución al futuro agotamiento de las reservas de petróleo convencional.
¿De qué se trata esta nueva tendencia? Se llaman recursos no convencionales por hallarse en reservorios acotados en suelos rocosos, que requieren de un procedimiento muy especial de extracción.
Los hidrocarburos no convencionales y los hidrocarburos convencionales son en cuanto a composición idénticos, solo se diferencian en que los segundos han migrado a una roca permeable (reservorio convencional) y los primeros permanecen en la roca generadora o madre (shale oil y shale gas) o han migrado a rocas reservorio muy compactas (tight oil y tight gas).
La existencia de reservorios de shale oil y shale gas es conocida por la industria desde hace años.
Sin embargo, los altos precios del petróleo de los últimos años favorecieron los avances tecnológicos para mejorar las técnicas extractivas, permitiendo reducir costos y haciendo que los recursos que anteriormente no resultaban comercialmente explotables pasen a serlo, claramente, dentro de un determinado umbral de precios.
La explotación de este recurso alojado en la roca madre demanda una perforación vertical primero y horizontal después.
La técnica de fractura hidráulica consiste en generar múltiples fracturas mediante la inyección de agua gelificada a alta presión y el llenado de estas grietas con arenas de gran permeabilidad que permite mantener la fractura abierta mientras se extrae el petróleo o el gas.
Entonces, la diferencia entre la explotación convencional y la no convencional se encuentra en las técnicas y los equipos utilizados para extraer el recurso, ya que una vez que este se encuentra en la superficie podrá utilizarse la infraestructura existente.
El recurso no convencional demanda para su explotación más insumos consumibles, como agua tratada, químicos, arena de fractura, etc.; así como también una mayor inversión en bienes durables de producción, cañerías, accesorios, equipos mecánicos y de procesos.
Asimismo, requiere personal calificado y profesionales tanto en operación como en áreas de diseño. Todo este requerimiento adicional tiene impacto en el costo económico de la explotación, que demanda inversiones por aproximadamente más del doble que en el caso de los recursos convencionales.
En Argentina esta operatoria está regulada por la ley No. 27.007, aprobada en octubre de 2014, que vino a modificar la antigua ley de hidrocarburos No. 17.319, y por el régimen de promoción establecido bajo el Decreto N° 929/13, por medio del cual se creó el Régimen de Promoción de Inversión para la Explotación de Hidrocarburos, tanto convencionales como no convencionales.
En cuanto a la nueva ley, uno de los cambios más destacados es el reconocimiento explícito de las nuevas técnicas de perforación existentes en la industria, además de introducir cambios vinculados principalmente con los plazos y prórrogas de los permisos de exploración y de las concesiones de explotación, los cánones y las alícuotas de regalías, la incorporación de las figuras de exploración y explotación de hidrocarburos no convencionales en la Plataforma Continental y Mar Territorial.
Según estimaciones del Departamento de Energía de Estados Unidos, los recursos de shale gas y shale oil en Estados Unidos y en 137 formaciones en otros 41 países representan el 10% del crudo del mundo y el 32% del gas natural.
Más de la mitad de los recursos de shale oil se encuentran fuera de Estados Unidos, concentrados en cuatro países (Rusia, China, Argentina y Libia), mientras que más de la mitad de los recursos de shale gas se concentran en cinco países (China, Argentina, Argelia, Canadá y México). Argentina ocupa el cuarto lugar en la tenencia de reservas de shale oil y el segundo en el caso del shale gas.
Dentro de la Argentina, el recurso existe en dos de las más importantes cuencas hidrocarburíferas del país.
Una es la cuenca neuquina, que incluye las provincias de Neuquén y partes de Mendoza, La Pampa y Río Negro (en donde se encuentra la Formación Vaca Muerta).
La otra importante es la cuenca del golfo de San Jorge, en la zona de Comodoro Rivadavia, que cuenta con la Formación D-129 y la Formación Aguada Bandera.
Otras cuencas, relativamente menores, como la cuyana y la austral podrían contener recursos no convencionales, aunque aún están pendientes de exploración.
Actualmente Argentina se encuentra explotando los reservorios de shale de la formación Vaca Muerta y algunos casos puntuales de la zona basal de la formación de Quintuco, ambas ubicadas en Neuquén.
Mientras que los reservorios de arenas compactas (tight) en la cuenca neuquina corresponden a las Formaciones Mulichinco, Tordillo, Lotena, Punta Rosada, Lajas, Los Molles, al ciclo precuyano y basamento cristalino.
La formación Vaca Muerta cuenta con características que la posicionan dentro de los mejores prospectos de shale en el mundo desde el punto de vista de su estructura.
La profundidad al tope de la formación es de 3.000 a 3.600 mbbp2, y junto con Muskva en Rusia (2.660 a 3.850 mbbp) y Haynesville en Estados Unidos (3.250 a 4.100 mbbp) son las formaciones más profundas si las comparamos con Barnett, Eagle Ford y Marcellus, ubicadas en Estados Unidos, que no superan los 2.600 mbbp.
La calidad API, el estándar que la industria del petróleo utiliza para determinar la densidad del petróleo crudo, se encuentra entre 40° a 50° en el caso de Vaca Muerta (las densidades API de los hidrocarburos líquidos varían entre 4° para los hidrocarburos ricos en bitumen y 70° para los condensados).
Cuanto más denso es el petróleo crudo, menor es su API; siendo el crudo con una densidad de más de 40° API considerado crudo ligero, más manejable y menos costoso de refinar.
El espesor de la roca, que puede alcanzar los 350 metros, con un promedio de 200 metros, es muy superior a los espesores máximos encontrados en otras formaciones como Barnett, Eagle Ford o Marcellus, que no superan los 150 metros.
Un mayor espesor vuelve mucho más dificultosa la selección y caracterización en detalle del sector más apropiado para la navegación de una rama horizontal de un pozo.
De esta forma, en Argentina existe la geología necesaria para la explotación del recurso no convencional, así como también una alta probabilidad de extraer el hidrocarburo.
De hecho, en un contexto de caída de la producción de hidrocarburos convencionales, la explotación local de shale oil y shale gas ha mostrado ser un factor compensador.
De acuerdo con las estadísticas de la Subsecretaría de Minería e Hidrocarburos de la provincia de Neuquén, la producción de petróleo y gas no convencional en esa provincia ha venido creciendo en forma constante.
El boom de los hidrocarburos no convencionales se dio principalmente en América del Norte (Estados Unidos y, en alguna medida, Canadá) de la mano de los altos precios internacionales del crudo.
Sin embargo, los desafíos no son pocos: el nuevo contexto internacional con precios del petróleo en torno de los US$ 50 el barril y con perspectivas de no ir más allá de los US$ 70 dólares en los próximos años, lleva a las grandes empresas de la industria a relegar las inversiones en el sector no convencional, siendo nuestro país no ajeno a ello, ya que a dichos precios la explotación de estos recursos se encuentra en el umbral de rentabilidad esperada.
En Argentina, adicionalmente, existen retos que van más allá y están vinculados a mejorar la infraestructura (sobre todo de caminos para acceder a las zonas de explotación), equipos, costos de producción (dado que la perforación de un pozo en Argentina cuesta el doble que en EE.UU.) y principalmente recursos humanos, ya que la explotación no convencional requiere muchos operarios y empleados altamente capacitados para esta industria.
De acuerdo con análisis privados, alcanzar el autoabastecimiento energético en Argentina (evitando así la importación de energía y mejorando el resultado de la cuenta corriente del balance de pagos) a través del aumento de la producción de shale oil, demandaría inversiones en torno de los US$60.000 millones en el período 2015-2030 (incluyendo inversiones en pozos, equipos de perforación, sets de fractura, instrumentos en la superficie y oleoductos troncales).
Buena parte de esta inversión podría ser canalizada a través de la cuenta capital y financiera del balance de pagos como inversión extranjera directa, impactando directamente en las reservas del Banco Central.
No obstante, a la luz del contexto macroeconómico internacional de corto plazo, si bien menores precios internacionales del petróleo aliviarían las necesidades de la cuenta corriente, también podrían provocar demoras en las decisiones de inversión de mediano y largo plazo.
Fuente: Departamento de Energía de Estados Unidos
*TPC: trillón pie cúbico
