El subsuelo argentino contiene las terceras reservas mundiales de gas de esquisto, la nueva apuesta en hidrocarburos. Pero pasarán años antes que se puedan explotar masivamente.
Los argentinos Adrián Ramos, Marcelo Guiscardo y Claudio Nortman juntaron sus conocimientos y experiencias en la industria petrolera y en los centros de investigación y crearon en 2005 QM Equipment, una empresa para diseñar y producir equipos especializados. Al cabo de unos años logaron un volumen de producción de unos 180 equipos fracturadores de piedras al año, prácticamente todo para el exterior: Sudamérica, Omán, Egipto y Rusia. Para marzo de 2012 ya tenían previsto ampliar su infraestructura en un 30%. “Pero nos quedamos cortos”, dice Guiscardo.
Ahora deberán multiplicar por dos su capacidad de producción durante los próximos dos años. Resulta que Argentina está parada, literalmente, sobre un inmenso reservorio de gas y petróleo de esquisto, el tercero del mundo después de Estados Unidos y China. Según un informe de la Administración de Información Energética del Departamento de Energía de EE.UU., publicado en abril de 2011, los recursos “técnicamente recuperables” del país ascienden a más de 22 billones de metros cúbicos, el equivalente a 11% de las reservas estimadas a nivel mundial. Para ponerlo en perspectiva, si sólo 10% fuera explotable equivaldría a más de siete veces las reservas de Loma La Lata, el hallazgo que en su momento cambió la matriz energética argentina y chilena favor del gas natural.
El shale, como se conoce en inglés) es un tipo de yacimiento no convencional. Para explotarlo es necesario fracturar la roca inyectando agua de manera horizontal, pero mucha más (unas 100 veces) que un pozo convencional, generando así presiones 15 a 35 veces superiores a las acostumbradas. También requiere 70 veces más aditivos químicos que eviten el cierre de las fracturas realizadas. “En promedio, son seis veces más caros que un pozo común, y se agotan mucho más rápido, pues en el estado del arte solo se les extrae el 20%”, dice Jorge Feriol, presidente del Comité Argentino del World Energy Council.
La tecnología necesaria comenzó a ser aplicada en EE.UU. por start ups petroleras hace más de 20 años. En 2000 ésta representaba apenas 1% de la producción petrolera estadounidense; en 2010 alcanzó un 25% de la matriz energética del país, estimándose que crecerá al 50% en un par de décadas más. Algunos auguran que, de gran importador de GNL, EE.UU. pasaría a ser exportador.
En Argentina este tipo de producción recién está en sus albores. Los yacimientos eran conocidos desde hace tiempo, pero el mercado local pagaba US$ 2,5 por millón de BTU, cifra insuficiente para cubrir los mayores costos de explotación del esquisto. La perspectiva recién comenzó a cambiar cuando el gobierno argentino lanzó en 2008 el programa Gas Plus, que permitió precios de US$ 4,5 y US$ 6 el millón de BTU para los nuevos yacimientos. A esos valores las empresas podían obtener una utilidad neta superior al 16% en dólares, un par de puntos más que la media en EE.UU. Empresas como la estadounidense Apache tomaron el guante, y desde entonces han realizado 70 pozos para explotaciones no convencionales desde 2008. En julio, después de seis meses de trabajo y US$ 24 millones de inversión, Apache se adjudicó el primer pozo exploratorio de esquisto en América Latina.
YPF recién comenzó a hablar del tema hacia 2009. En noviembre del año pasado anunció el hallazgo en Loma La Lata de un reservorio de gas y petróleo de esquisto con un volumen de recursos técnicamente explotables de 927 millones de barriles de petróleo equivalentes, un número que por sí solo triplicaría sus reservas e incrementaría 40% las del país. Sólo que se debe comprobar si efectivamente son reservas. Por el momento están produciendo 5.000 barriles diarios “de la mejor calidad”, según la empresa.
En el sector esperan más noticias, pues detrás de Apache e YPF los desembarcos se han vuelto numerosos: Pan American Energy anunció inversiones por US$ 1.000 millones, para el desarrollo de exploraciones off-shore y gas de esquisto. En el Instituto de Petróleo y Gas contaban en la corrida a Pluspetrol, Total, Petrobras, Capex, ExxonMobil, Chevron, PAE, Wintershall, APCO, EOG Resources. Hasta la anglo-holandesa Shell, enfrentada hace años con el gobierno argentino por desavenencias en torno a los precios, también decidió volver a la actividad de exploración que había abandonado más de una década atrás. Adquirió 65% de dos yacimientos, Sierras Blancas y Águila Mora, que explotaban las locales Medanito y Petróleo y Gas de Neuquén. La sociedad invertirá US$ 200 millones en los próximos cinco años.
Cuestión de incentivos. Con esas noticias no es difícil entender que el secretario de Energía, Daniel Cameron, entusiasmado, declarara a la prensa que “en el cortísimo plazo” Argentina volvería al autoabastecimiento energético. En números crudos esto supondría un ahorro anual de U$$ 5.500 millones, sólo considerando las importaciones de gas de Bolivia y GNL previstas para 2012. Para los especialistas la meta es posible, pero son más mesurados con el timing. Estos yacimientos no entrarían en funcionamiento pleno hasta dentro de cinco o siete años. Si se mantienen las condiciones de precios, aún sería necesario desarrollar toda la logística para la producción, coinciden. Y conseguir equipamiento no sería sencillo: el mercado mundial está muy demandado y, por bueno que sea el negocio en Argentina, es marginal frente a los volúmenes de Estados Unidos y Canadá. Por ello empresas locales como QM se frotan las manos. Aparte de ella están las cordobesas MR Technologies y Spinlock, spin offs de la Universidad Nacional de Córdoba, las que vuelven a ver con esperanza el sector petrolero para sus equipos y servicios de resonancia magnética nuclear. Y la bonaerense Link Chemical abrió una línea de I+D para desarrollar polímeros biodegradables en remplazo del tolueno para producir los aditivos utilizados en las fracturas. De un listado tentativo no podrían quedar fuera los talleres de Weatherford ni la poderosa Tenaris (Grupo Techint), nave insignia de la industria petrolera argentina.
“En realidad se abre una oportunidad como la que en su momento dio la energía nuclear: el desarrollo de toda una base industrial y tecnológica para abastecer el sector”, dice el consultor en energía argentino Roberto Grandt, del Instituto Argentino de Petróleo y Gas.
¿Convertirse en exportador? Ni soñarlo, coinciden llamativamente los analistas. Ello implica esperar una década de inversiones y, sobre todo, reconstruir la confianza con eventuales compradores. Los chilenos aún no olvidan cómo Argentina los dejó botados y sin gas natural, pese a los contratos firmados. Ahora Chile debe importar gas desde Indonesia, ya que Bolivia no le vende debido al diferendo que tienen ambos países por el tema marítimo.
Además, Argentina no es el único bendito por el shale. En América del Sur hay un volumen de recursos de 1.225 TCF en los que también participan Brasil, Paraguay, Chile, Bolivia, Uruguay, Colombia y Venezuela, según orden de importancia.
“Pero si hacemos punta exportaremos tecnología y know how”, se entusiasma Guiscardo, de QM. En sus inicios la empresa producía equipos fracturadores de 1.000 hp para inyectar presión en los pozos. En 2011 recibió un pedido por un kit de 40.000 hp que combina unas 40 piezas. Nada mal, considerando que el mercado está pagando US$ 1.000 por unidad de potencia.
