“El fracking en Neuquén es totalmente diferente al de los Estados Unidos”

 

El consultor energético Eduardo Barreiro asegura que las formaciones no convencionales de la provincia son mucho más profundas, por lo cual no hay probabilidad de contaminar acuíferos.

Los yacimientos no convencionales que hicieron que la provincia ganara trascendencia a nivel mundial traen consigo fuertes polémicas que atraviesan un amplio espectro de cuestiones medioambientales, sociales, políticas y económicas.

¿La fractura hidráulica (fracking) que se debe realizar sobre la roca que contiene el gas y el petróleo es una herramienta de contaminación masiva o una técnica eficaz y segura? ¿Hay alguna otra opción para una economía sedienta de energía? ¿Hay garantías económicas para atraer las millonarias inversiones que hacen falta?  ¿La industria tiene la tecnología necesaria? El consultor energético Eduardo Barreiro, de amplia experiencia en el sector, responde a estos interrogantes que marcan el presente y el futuro de la provincia.

¿Cómo se utiliza el fracking en Neuquén y cuáles son sus riesgos?
Aclaremos primeramente que el fracking es la única forma de obtener petróleo y gas de las formaciones shale y tight, no se pueden hacer productivas las formaciones si no es con un sistema de fracturas. Por otro lado, en Argentina el fracking es totalmente diferente en cuanto a la profundidad del que se ha hecho en Estados Unidos. Allí, en ciertas cuencas como Marcellus el gas y petróleo no convencional está bastante superficial, a 700 u 800 metros de profundidad; en esos casos, realizar una fractura puede conllevar el peligro de conectar una capa petrolera o de gas con una de agua potable. Pero no es el caso de Neuquén, donde las formaciones se encuentran a 3.000 ó 3.400 metros; no hay agua potable a esas profundidades. Estamos hablando de pozos de tres kilómetros de profundidad, cuando las napas de agua potable están entre la superficie y 300 metros, no mucho más. Por eso no hay probabilidades de contaminar.
Además, hay una serie de tecnologías, entre ellas la microsísmica, que permite “ver” cómo se está produciendo la fractura y controlar la posición en la cual se está rompiendo la roca, vigilando que no se desvíe hacia arriba, no sólo para no contaminar, sino también para seguir la capa mineralizada. ¿Para qué voy a fracturar zonas sin hidrocarburo?
Obviamente, hay que seguir las recomendaciones y tecnologías adecuadas para la cementación y terminación del pozo, porque podría  ocurrir que en un pozo mal terminado la fractura se vaya en paralelo al trazado del pozo; pero mediante el seguimiento por microsísmica, y con una correcta terminación, el riesgo es prácticamente inexistente.

De todas formas, hay mucho temor en ciertos sectores de la población por contaminación a gran escala…
Se ha comparado lo que pasó hace 12 ó 15 años en cuencas muy poco profundas de EE.UU. con lo que podría pasar acá. Pasa que algunas personas vieron la película Gassland y se asustaron; pero son situaciones que no se pueden extrapolar ni comparar.

¿Qué ocurre con la utilización de químicos para este tipo de técnica?
El 99,5% del líquido de fractura es agua. Lleva algunos aditivos y otros productos químicos pero no son tóxicos para su manejo en superficie. La mayoría de estos productos son biodegradables. Por otra parte, el petróleo y el gas que tenemos como recurso en nuestro país es ese, la industria tiene que utilizar esa tecnología  para producirlo, con el control de las autoridades como corresponde.

Las fracturas requieren de la utilización de mucha cantidad de agua…
El 99 por ciento del agua que llega a Viedma y a Carmen de Patagones por el río Negro y el río Colorado se vuelca al mar…  Agua sobra, hay que ver la disponibilidad de cada uno de los lugares. Hay un trabajo del gobierno de la provincia de Neuquén que muestra que toda la industria petrolera produciendo al máximo no llegaría a utilizar ni el uno por ciento del agua disponible en la cuenca. De cualquier manera, cada yacimiento en la provincia amerita un estudio y un proyecto, y así se está haciendo.

¿Por qué en algunos países de Europa se prohibió el fracking?
La gente se asustó en función de lo que pasó hace muchos años en EE.UU. y presionó para que se prohibiera. Hay que ver en qué yacimientos se aplica. Es muy fácil decir que no se quiere petróleo no convencional, que no se quiere energía atómica, entonces ¿de dónde vamos a sacar la energía necesaria? Las fuentes como la eólica o la solar tienen el problema de la discontinuidad: hay que garantizar que el abastecimiento de energía eléctrica sea continuo. La energía hidráulica tampoco alcanza. Se necesitan fuentes que garanticen el suministro constante, como los hidrocarburos y la generación eléctrica vía nuclear. Sin energía no hay industria y sin industria no hay Nación. Es muy fácil decir “no” a todo.
Por otro lado, algunas autoridades  ven este proceso de obtención de gas o crudo no convencional como un método para llenar las arcas municipales  y pretenden poner “tasas” que son impuestos encubiertos, lo que está legalmente prohibido. Los impuestos se ponen o sacan a través de legislación nacional como la ley del petróleo 17.319. No puede haber “impuestos municipales” a la producción de hidrocarburos.

¿Qué hace falta para llegar a un desarrollo pleno de los yacimientos no convencionales en el país?
Hace falta más tecnología y más inversión. La tecnología está disponible a nivel mundial, pero hay que hacer adaptación, aprehensión de la importada  y desarrollos propios; eso no es tan fácil y no se está haciendo como se debería. Vamos a ver ahora qué pasa con la nueva gestión de YPF, porque se están haciendo algunas cosas interesantes.
EE.UU. desarrolló la tecnología en los ’90, financiada por el Estado y el aporte de  universidades y empresas pequeñas, y recién en los últimos 10 años las empresas grandes se dieron cuenta de cómo venía la cosa y empezaron a comprar esas compañías chicas. Son tecnologías caras pero es mucho más barato el gas no convencional  que el gas importado, y además crea fuentes de trabajo en nuestro país, no en el extranjero. El GNL que se trae en los barcos está costando 16 ó 17 dólares el millón de BTU; ahora el poder Ejecutivo de la Nación dispuso  un precio de 7,50 dólares el millón de BTU para el gas nuevo. Con ese precio yo diría que el 50 ó 60% de los proyectos que están formulados es rentable.

¿Funcionará ese nuevo plan para el sector?
Hay que ver cómo se define “gas nuevo”. Todo el gas exploratorio que se encuentre es nuevo, de eso no hay duda, pero cuando se está haciendo una operación sobre un yacimiento antiguo para aumentar la cantidad de gas que se produce, se debe ver cómo se toma la curva de declinación,  que se discutirá en cada caso en particular para definir qué es “gas nuevo” por sobre esa curva.  La resolución cayó muy bien en la industria.

¿Quién pagará esos 7,50 dólares?
En este momento estamos trayendo gas de Bolivia a 10,50 dólares el millón de BTU y en barcos metaneros a 17, y todo eso lo está pagando el Gobierno; por lo tanto, todo gas no convencional que pague a 7,50 dólares  va a reemplazar el gas importado que es mucho más caro. En un principio lo pagará el Gobierno. Además de ahorrar divisas se desarrolla trabajo local.

La pregunta es por qué no se hizo antes…
No sé por qué no se hizo antes, se debió haber implementado hace algunos años y hubiéramos ahorrado bastantes importaciones de gas. Pero recordemos que el trabajo del Departamento de Energía de EE.UU. apareció en abril de 2011. Antes se hablaba de esto entre los geólogos y especialistas petroleros, que son los que dieron la base para el trabajo del Departamento de Energía.
Recordemos siempre que es inviable el desarrollo económico si no hay energía más barata que la que se puede obtener de crudo y gas importados.

¿Cómo ve la gestión de la YPF reestatizada?
Creo que Miguel Glauccio tiene un plan A y un plan B. El plan A es con inversiones del exterior, recuperar el autoabastecimiento hacia el 2020. Si no hay grandes inversiones de afuera, está el plan B, que es usar capital generado localmente por la actividad y con inversiones argentinas;  lo que pasa es que se retrasaría entre tres y cinco años el autoabastecimiento. Fui uno de los actores petroleros trabajando en Yacimientos Petrolíferos Fiscales en la década del ’70 cuando YPF hizo grandes inversiones, con 100 ó más pozos exploratorios por año hasta que apareció Loma La Lata y otros yacimientos que hizo que en 1982 se lograra el autoabastecimiento, el cual  duró hasta hace cuatro o cinco años. En los últimos años no hubo exploración de alto riesgo, no hubo descubrimiento de nuevas cuencas ni grandes descubrimientos, sino  desarrollo y explotación de los recursos que ya se conocían. Las mismas cuencas que se explotan ahora son las cinco que teníamos en 1970. Si  los argentinos logramos el autoabastecimiento una vez, podemos volver a lograrlo.

Si se logra un excedente de la producción de hidrocarburos, ¿se debería apuntar a ser un país exportador?
Estuve en YPF más de 20 años. Cuando se llegó al autoabastecimiento se armó una discusión tremenda entre los propios cuadros técnicos para ver qué convenía, si seguir sacando petróleo para ser un país exportador o guardarlo porque iba a crecer el precio. Estaba entre los que  sosteníamos  -y fue lo que sucedió hasta 1991 con  la privatización- que el petróleo debía tener sólo una porción marginal para la exportación porque lo necesitábamos nosotros. Eso permitió muchos años de venta de combustibles a precios mucho menores a los internacionales, por ejemplo en los primeros 5 años de la década del ‘80  cuando el crudo cotizaba a precios que rondarían hoy casi 200 dólares el barril.

¿Cómo ve la cuestión de los costos en el país para el desarrollo no convencional?
Es un tema muy importante. Es un tema de escala. En una cuenca de Estados Unidos se habla de miles de pozos al año y acá, en el mejor de los casos, se puede hablar de cientos de pozos. No es lo mismo los dos mil equipos operando en un año promedio en EE.UU. que los 100 ó 110 que tenemos nosotros.
Por otro lado, hay que tratar de lograr sustitución de importaciones con materiales locales, porque eso va a permitir reducir los costos. Es un 40 ó 50% más caro hacer un pozo acá que uno igual en Estados Unidos. Pero con 7,50  el millón de BTU el 60% de los proyectos se puede realizar.

¿Cuánto de los cuantiosos recursos anunciados en Neuquén se puede recuperar?
El problema es que cuando se hace la evaluación del  Departamento de Energía de EE.UU, habla de 779 TCF, que son recursos que “podrían” llegar a estar. Hay que verificarlos y sólo una fracción se va considerar reserva y poner en producción. Pero suponiendo que sólo el 10% se pueda pasar de recurso a  reserva, estamos hablando de tres veces Loma La Lata, lo cual es muchísimo.

¿Es la única chance que le queda a Argentina en materia petrolera?
No descarto gas exploratorio convencional. Tenemos 24 cuencas sedimentarias en todo el país y sólo 5 son productivas. Hay que explorar en provincias como San Juan, Catamarca, ver qué pasa en la cuenca Chacoparanaense, el off shore, falta desarrollar la cuenca Austral. Hay mucho por trabajar para generaciones de exploradores. Aún cuando el petróleo o el gas no convencional son caros, salen más baratos que encontrar un convencional en la provincia de Santa Fe por ejemplo, donde no hay oleoductos, no hay infraestructura para sacarlo. Hay que seguir explorando, pero hoy el desarrollo más importante a la mano  es el no convencional.

La Mañana de Neuquen