El Plan Gas.Ar mejoró el desempeño de las productoras, con principal foco en la Cuenca Neuquina. Y especialmente en aquellos proyectos con objetivo en Vaca Muerta, la roca de esquisto de la que surge más del 30% del petróleo y el gas del país. Si bien los números son alentadores, la industria y el gobierno nacional no deberían desatender a otras zonas productoras y su infraestructura.

"Desde el punto de vista de seguridad del suministro, dependemos de una roca. Esto lleva al abuso y actitud oportunista de algunos sectores, como fueron los cortes de ruta en abril. A un país dependiente de Vaca Muerta es mucho más simple causarle un impacto violento sobre la oferta de gas que si la oferta estuviese geográficamente diversificada", señaló José Luis Sureda, ingeniero químico y ex secretario de Recursos Hidrocarburíferos de la Nación.

"A mi me preocupa mucho el convencional, y especialmente el convencional de otras cuencas, porque empieza a ocurrir que cada vez somos más dependientes de Vaca Muerta. Significa que en materia de gas natural estamos hundiendo el transporte que viene de Cuenca Austral, del Golfo San Jorge o del Noroeste porque al declinar esas producciones queda capacidad de transporte ociosa", explicó Sureda, en diálogo con +e.

El planteo de Sureda es que la concentración en Vaca Muerta provoca que los grupos que buscan un beneficio social o político tienen más poder de daño en este contexto que en una industria más descentralizada. De este modo, la protección de Vaca Muerta implica nuevos desafíos y también invita a toda la industria, a las provincias productoras y al gobierno nacional a estudiar nuevos desarrollos para complementar el crecimiento del shale gas.

Uno de ellos es Fenix, un desarrollo en Cuenca Marina Austral que se perfila como uno de los mayores proyectos dentro del Plan Gas en convencional y con el agregado de que es offshore. Además, la provincia de Santa Cruz tiene un potencial importante en la zona Suroeste donde está operando principalmente CGC. El gas convencional no tiene la velocidad de desarrollo que requiere un plan de mediano plazo.

José Luis Sureda, ingeniero químico y ex secretario de Hidrocarburos de la Nación. José Luis Sureda, ingeniero químico y ex secretario de Hidrocarburos de la Nación.

El Plan Gas.Ar se implementó con atraso, en diciembre y en el medio tuvo los cortes de ruta de abril. No obstante, los niveles de producción tuvieron un gran impacto. La Secretaría de Energía de la Nación estimó un ahorro de importaciones por u$s 1.150 millones en la proyección para este 2021. El escenario de compras al exterior, en particular de GNL, pudo haber sido peor, consideran en la cartera que conduce Darío Martínez.

"Estos factores retrasaron la producción, de otra manera deberíamos haber estado más cómodos e importando menos", apuntó Sureda. El rol de compañías como YPF y Tecpetrol -de la mano de Fortín de Piedra, que sostiene más del 10% de la producción nacional- fue trascendental para elevar la producción gasífera a través del shale gas de los proyectos en Vaca Muerta.

"Y esto se complementa con una política exportadora de crudo que está tomando forma. Al revés de lo que piensa mucha gente, la exportación viabiliza la producción. La exportación crea la demanda suficiente para que la Argentina pueda producir más gas", planteó Sureda. "El crecimiento de los precios internacionales hizo que muchas empresas encuentren en los ingreso por petróleo el financiamiento necesarios para desarrollar gas natural en el país", aclaró.

De acuerdo al profesional con larga data en el mundo de los hidrocarburos, con un barril a 40 dólares la producción de gas sería mucho menor que con el contexto actual del Brent superando los 65 dólares. "Hay una combinación de factores muy buena para la industria. La mala noticia es que lo que tuvimos que importar, lo hicimos a precio mucho más caro porque los precios en el mundo han subido fuertemente", explicó.

El reporte a julio del Ministerio de Energía y Recursos Naturales de Neuquén da cuenta de que el 54% de la producción neuquina de gas es shale, el 23% es de formaciones tight y un 24% viene de los yacimientos convencionales. No obstante, estos últimos vienen en franco descenso en la última década. A julio de este año, en la provincia de Neuquén había 31 equipos de perforación.

"Creo que el shale es lo que posibilita que el Plan Gas tenga éxito. Si usted tuviera que basarse en gas convencional no hubiese podido desarrollar los volúmenes incrementales realizados entre diciembre y mayo. Gracias al shale, se pudo desarrollar el Plan Gas", analizó Sureda.

Fuente: Más Energías