Plan Gas 4: qué podemos esperar y qué no le puede faltar

Opiniones

Lo más importante sería trazar una línea en cuanto a Políticas de Estado, con planes de largo plazo que tengan en cuenta la madurez que tienen los yacimientos productores con sus riesgos incluidos.

Esta columna es una continuidad del texto ya publicado El ABC del Gas: una explicación sobre la producción, el traslado y la distribución.

La producción de gas fue creciente hasta el 2004, momento en que comienza su declinación constante hasta la aparición del gas no convencional. Esa tendencia negativa se frenó a partir de 2012, comenzando una escalada con pendiente positiva a costa de importantes inversiones en estos nuevos campos, con el objeto de desarrollar explotación de arcillas compactas, Tight Gas y Shale Gas, de la formación Vaca Muerta.

La tecnología para desarrollos de Vaca Muerta consiste en realizar perforaciones preferentemente de pozos horizontales, con ramas de un largor de 1.500 a 2.500 metros, aplicando entre 15 y 30 fracturas hidráulicas aproximadamente, provocando de esta forma un mayor contacto con la formación, para luego drenar el fluido gaseoso encerrado en los poros de la roca reservorio.

El conocimiento hasta ahora adquirido en el desarrollo de esta roca reservorio, indica que en el inicio de la producción se alcanzan los mayores caudales para luego en un tiempo corto se produce una caída importante, hasta alcanzar una meseta de caudales que se puede extender por años.

El desenvolvimiento de nuestro país, ha provocado consumos incrementales de caudales de gas, cuyas estadísticas muestran que los momentos de máxima ocurren en la época invernal para luego pasar a un valle en verano, pero siempre con esa tendencia. A partir del 2010 se necesitó importar Gas Natural Licuado (GNL), realizándose su inyección primero en puerto próximo a Bahía Blanca y luego el Escobar, quedando en la actualidad esta última operativa en cuanto sea necesario. El gas natural se importa de Bolivia.

La adquisición de GNL y de gas de Bolivia se realizó como es habitual en mercados internacionales, en dólares por Millón de BTU, siendo el BTU una medida de energía calórica.

El incremento de la producción de gas no convencional -fundamentalmente Shale Gas- hizo posible desplazar volúmenes de GNL importado, redujo volúmenes de gas proveniente de Bolivia y colaboró en reducir con el déficit energético.

Esto fue ayudado a través de decisiones por parte del Gobierno nacional, en fijar precio de gas denominados “Gas Plus”, con el objeto de incentivar producción de nuevos caudales de gas provenientes de yacimientos convencionales y no convencionales.

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Por una Resolución del Enargas, los usuarios inquilinos de hoteles familiares, hoteles residenciales y casas de pensión que posean gas por red podrán solicitar a las empresas prestatarias la información detallada del consumo que hasta ahora recibía solamente el titular del servicio del inmueble habitado.

Por una Resolución del Enargas, los usuarios inquilinos de hoteles familiares, hoteles residenciales y casas de pensión que posean gas por red podrán solicitar a las empresas prestatarias la información detallada del consumo que hasta ahora recibía solamente el titular del servicio del inmueble habitado.

Desde el 2008 se inició con la aplicación de estos programas mediante Resolución de la Secretaría de Energía N° 24/2008 (Gas Plus I), que continuó con el plan Gas Plus II. Entre los dos registraron un número importante de proyectos presentados, pero no todos aprobados.

En el 2017, mediante Resolución del Ministerio de Energía y Minería N° 46/2017, se creó el Programa de Estímulo a las Inversiones en Desarrollos de Producción de Gas Natural proveniente de Reservorios No Convencionales.

Estos programas fueron lanzados, algunos fueron interrumpidos y otros no fueron cancelados en cuantos a su pagos hablamos.

Gracias último programa de Gas Plus se hizo posible incorporar un caudal del orden de 18 millones de metros cúbicos por día, en los momentos más necesarios. Este desarrollo fue posible con la concesión no convencional denominada Fortín de Piedra, en un período récord de dos años, con todas las implicancias que fue realizar instalaciones superficiales y las conexiones pertinentes para conducir los caudales producidos a la zona de consumo.

No obstante en este tipo de reservorios, se hace necesario continuar con inversiones fuertes para realizar nuevas perforaciones, a fin de reponer en forma continua la caída que sufren en los primeros momentos de vida de cada pozo con objetivo no convencional tipo Shale.

De los proyectos aprobados en los primeros programas, se desarrollaron varios en áreas que hicieron aportes volumétricos hacia las redes, pero que no alcanzaron a satisfacer la demanda y se volvió a importar GNL.

Dada la situación en que nos encontramos, producto de la pandemia por virus Covid-19, como la situación económica imperante en el país, se visualizan en el futuro próximo desafíos que demandaran grandes esfuerzos de todos los argentinos.

En ese sentido el aporte del gas natural será muy importante para continuar dando energía, sumándose a las necesidades próximas.

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Las empresas productoras y distribuidoras de gas esperan con ansiedad en el nuevo Plan Gas 4 que prepara el Gobierno para incentivar la actividad en el sector.

Las empresas productoras y distribuidoras de gas esperan con ansiedad en el nuevo Plan Gas 4 que prepara el Gobierno para incentivar la actividad en el sector.

El Estado Nacional puede contribuir a dar señales positivas para esta actividad, en la que desde hace diez años se inició con la producción no convencional, y la que se descubrió un enorme potencial tanto de gas como de petróleo en Vaca Muerta, la que ha dado muestras de la magnitud que posee en sus diferentes niveles.

La mirada en estos momentos esta puesta en el 2021, más exactamente para inicio de las temperaturas bajas -mayo o junio del 2021-, momento en que se supone necesitaremos mayores caudales de gas, que para mayor beneficio nuestro debería provenir de nuestros yacimientos, sumando los saldos importados de Bolivia.

Por tal motivo, es imprescindible de alguna forma elaborar un plan de incentivo para aumentar producción de gas, cuyos volúmenes adicionales serán necesarios inyectar a los sistemas a partir de junio de 2021, que estimo se podría llegar a ese momento, gracias a la exigencia de aportes adicionales provenientes de los campos existentes.

Sin embargo, se hace necesario hacer planes de larga duración, por ejemplo para 2030, 2040 y 2050, con el objeto de dar señalas claras y generar corrientes de inversiones hacia nuestros campos. Con esta proyección el desafío se hace mayúsculo, puesto que se han descubierto yacimientos que demandaron un tiempo para su desarrollo. Ahora, se viene una etapa de mayor exigencia tanto en la aplicación de estudios, como necesidad de tecnologías y herramientas.

En estos días se habla de un posible nuevo programa de Gas Plus 4, que contendrá algunos parámetros como precios, compromisos, plazos, etc.. Pero lo más importante sería trazar una línea en cuanto a Políticas de Estado, los cuales deberían involucrar los plazos antes mencionados, mostrando así que la madurez que tienen los yacimientos productores con sus riesgos incluidos, sea adquirida por la clase dirigencial.

Los que planes de corta duración no han sido todo lo eficiente que se necesita y al final, han sido de elevados costos para las arcas nacionales, no habiéndose traducido en progresos sustentables para un recurso energético como es el Gas Natural.

Las consecuencias de poner en marcha programa de largo alcance serían un mayor trabajo, beneficios e inversiones para nuestra Argentina y así, desarrollar más su horizonte en el cual se incluye el gas natural, para solventar su crecimiento que cada vez es más necesario y obligado para todos los que habitan este gran país.

(*) Ingeniero Industrial or. Química (Univ. del Comahue). Ex director provincial de hidrocarburos de Neuquén (2008-2019) y ex representante provincial en la OFEPHI.

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