Bolivia, principal proveedor de gas de la Argentina, prepara una suerte de carnaval petrolero: el ministro de Hidrocarburos, Luis Sánchez, anticipó que en las próximas semanas anunciarán una “Vaca Muerta más grande” que la neuquina. La referencia tiene que ver con los resultados del Plan Inmediato de Exploración lanzado tiempo atrás por el gobierno de Evo Morales.
Para el trabajo la petrolera estatal YPFB (Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos) contrató a la francesa Beicip-Franlab. Días atrás el jefe del proyecto, Frederic Jean Simon Schneider, confirmó la existencia importantes recursos en la cuenca Madre de Dios, que se extiende hasta Perú.
Sin embargo los estudios también se extendieron hasta las cuencas Sub Andino Norte, Pie de Monte, Llanura Chaqueña y Sub Andino Sur, donde se destaca la formación “Los Monos” que también está presente en el subsuelo de Salta.
l hipermencionado estudio de la Agencia Internacional de Energía (AIE) posicionaban a Bolivia como el quinto país de América Latina en recursos no convencionales con 48 trillones de pies cúbicos (TCF por sus siglas en inglés). La estimación para Vaca Muerta fue de 308 TCF (unos 8.700 billones de metros cúbicos técnicamente recuperables).
Sánchez anticipó que según los datos preliminares de Beicip los recursos convencionales llegan a 130 TCF y que para los no convencionales “esta estimación se estaría multiplicando en casi cinco veces más”.
De cumplirse el cálculo, los yacimientos bolivianos podrían duplicar los recursos no convencionales de la que es considerada la segunda mayor reserva mundial de shale gas.
Incluso anotarían más fluido antes de agotar las formaciones convencionales que actualmente explota. Hoy el gas de Bolivia, en el mercado, es más competitivo que el argentino e incluso que el de Brasil.
Recursos vs. reservas
Antes del anuncio flota una pregunta: ¿alcanza con tener estudios que cuantifiquen los recursos?
En la industria petrolera lo que juega en Primera, lo que realmente tiene valor, son las reservas. Esto se traduce en aquel hidrocarburo que es posible extraer porque los resultados económicos son positivos.
Hablar de reservas shale es algo que aún no tiene acuerdos en el mundo, las estimaciones de la AIE suelen ser las más firmes porque hablan de “recursos técnicamente recuperables”. Es decir que es gas y petróleo que la tecnología permitiría extraer. Pero su explotación sería efectiva si puede rentabilizarse, algo que corre por cuenta de los valores de mercado y los costos de la operación.
Vaca Muerta pudo consolidarse como el segundo play no convencional en desarrollo en el mundo, el primero fuera de Norteamérica, porque se apoyó en la infraestructura existente en Neuquén, una de las provincias hidrocarburíferas más importantes del país.
También porque la productividad de la roca generadora y sus características –tiene un espesor de entre 60 y más de 400 metros– superan en calidad a otras formaciones no convencionales del mundo.
Otro de los aspectos que facilitaron el desarrollo fueron las políticas energéticas. Fue más por una necesidad que por una elección: el país pasó de estar cerca del autoabastecimiento a la dependencia de las importaciones.
Una de las ventajas técnicas del shale de Vaca Muerta es su profundidad. La formación está alojada a unos 2.500 metros bajo el subsuelo. En la industria petrolera esta es una distancia relativamente económica a diferencia de otros no convencionales. Sin embargo es lo suficientemente profundo como para conseguir la licencia social que la aplicación de la técnica de fracking necesita. Está separada de los acuíferos por más de 2.000 metros, una cualidad que por ejemplo no tiene Estados Unidos.
El anuncio boliviano
Las ventajas enumeradas, que permitieron dar el puntapié inicial en Vaca Muerta, son las que inversamente no aplicarían para el shale boliviano.
“Río Negro Energía” consultó a referentes de consultoras internacionales que relativizaron lo que podrían ser los anuncios del gobierno de Bolivia. Señalaron el hecho de que en los últimos años la administración de Morales tuvo problemas para conseguir inversiones en exploración, la actividad que extiende la vida de los hidrocarburos.
También destacaron la abundancia de sus reservas convencionales. Aquí la cuenta parece sencilla, por qué habrían de migrar hacia los hidrocarburos que son más caros de extraer si aún cuentan con un horizonte de gas “barato” para comercializar.
Anunciar un megarreserva de gas puede significar una buena campaña de impacto a la luz de los crecientes desarrollos no convencionales en Argentina y, fundamentalmente, en Estados Unidos que pasó de ser importador de hidrocarburos a exportador neto. “Habrá que tomarlo con cautela, por lo menos en el corto plazo”, explicó una de las fuente consultadas.
Por otra parte alguno de los campos con mejores perspectivas, de acuerdo a la información que hay hasta el momento, son áreas con escaso desarrollo petrolero. Esto significa que la disponibilidad de infraestructura, ya sea tanto para tratar y transportar la producción como los caminos para el transporte de insumos, suman costos a un desarrollo que en sí mismo es caro.
En la zona sur, donde hay continuidades geológicas con los campos argentinos, las formaciones tienen una profundidad que llega a duplicar las distancias que se recorren en Vaca Muerta. Perforaciones de 5.000 a 6.000 metros verticales anticipan costos que difícilmente puedan competir en la actualidad con los no convencionales neuquinos.
Sin embargo, como lo dictan las reglas del mercado, si hay una mayor oferta los precios pueden desplomarse y, con un mercado depreciado, los todavía caros desarrollos no convencionales en el país pueden perder atractivo. Incluso en el creciente mercado del gas, una gran reserva ubicada en una geografía menos austral que la neuquina puede podría sumar una buena ventaja competitiva.
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