Petróleo
Oscar Vicente: “Necesitamos incrementar en forma desesperante las reservas de gas”Entrevista con el CEO de Entre Lomas y presidente de la cámara que reúne a las petroleras.
“Es preciso encontrar de manera urgente mecanismos para incentivar la exploración de hidrocarburos”, reclamó el directivo. Pide un incremento del precio interno del fluido hasta los u$s 5 por millón de BTU para todo el gas que se incorpore. E indica que “es clave que las provincias prorroguen 10 años las concesiones que vencen en 2016”.
Aunque la situación no es nueva, dado que el descenso de la producción y las reservas de hidrocarburos arrastra más de una década, sí alcanzó –desde la mirada de Oscar Vicente– un cariz apremiante. Lo que está en juego ya no es la importación de pequeñas cantidades de energía para cubrir baches en determinados períodos estacionales. Por el contrario, la compra de gas y combustibles líquidos en el exterior tiene cada vez mayor incidencia sobre el equilibrio de las cuentas públicas.
“Tenemos que aumentar en forma desesperante las reservas de gas. Contamos con importante infraestructura en transporte y distribución, que también se utiliza para la generación de energía. Por eso, hay que apuntar a recuperar la oferta del fluido”, señaló el CEO de Entre Lomas y una de las voces más autorizadas de la industria petrolera local.
A su vez, el directivo pidió no perder de vista el escenario del petróleo que, si bien todavía ofrece cierta espalda porque el país exporta un porcentaje –cada vez menor–, atraviesa una meseta desde 1998, cuando se alcanzó la oferta récord de 50 millones de metros cúbicos (MMm³) anuales de petróleo.
“El Gobierno parecería estar sólo preocupado con lo que pasa con el gas. Pero no hay que desatender la situación del crudo, porque si eso sucede, y no logramos frenar la declinación de la producción, a mediano plazo tendremos que importarlo”, advirtió el petrolero, que condujo los destinos de PeCom, la operadora de Pérez Companc, y hoy lidera los de Entre Lomas, que extrae más de
2.000 m³/día de crudo en el yacimiento homónimo que se reparte entre Río Negro y Neuquén.
A entender de Vicente, la reactivación de la oferta gasífera responde, en gran medida, al incremento del precio interno del fluido, que permanece estable en torno a los u$s 2,50 por millón de BTU desde hace casi 10 años, muy lejos de los valores del gas que viene desde Bolivia (u$s 10,70) y del gas licuado (LNG), que se paga hasta u$s 16.
“Habría que ponerle un precio más alto al gas que se incorpore. El Estado debería incentivar la inversión ofreciendo un precio más alto de, por ejemplo, u$s 5 que permita perforar en campos más pequeños, marginales y en todas las zonas con potencial gasífero”, señaló el directivo en diálogo con Revista Petroquímica, Petróleo, Gas & Química.
Según Vicente, la reactualización del precio no sólo debería regir para el gas que se descubra –tal como prevé el programa Gas Plus, que autoriza mejores precios para los hallazgos, sino también para “todo el gas nuevo: el gas nuevo, el asociado y el libre”.
“No hay que despreciar el conocimiento. El Estado debería fijar un precio de referencia y dejar que cada compañía enfrente el riesgo en función de lo que marquen sus geólogos”, subrayó Vicente.
A la par, el directivo señaló que es clave despejar la incertidumbre temporal que existe en algunas provincias, en función de que sus gobernaciones aún no encararon la prórroga por 10 años de las concesiones que vencen en 2016-2017.
“La gobernación de Río Negro aún no autorizó la extensión de los contratos. Ya estamos casi en 2013 y las concesiones caducan en 2016. Sin un horizonte de mediano y largo plazo, es muy difícil invertir”, cuestionó Vicente, que desde hace dos meses retornó a la presidencia de la Cámara de Empresas Productoras de Hidrocarburos (Ceph), que nuclea a las máximas operadoras de la Argentina.
No convencionales
A su vez, cuando la atención de la industria petrolera está centrada en el potencial de los reservorios no convencionales de la cuenca Neuquina y en el sector hablan de las excelentes perspectivas que generó Vaca Muerta –la formación de roca generadora de hidrocarburos de la cuenca– a nivel regional e internacional, Vicente prefiere ser cauto.
“Hay que llevar adelante planes de perforación y ensayo de los pozos colocados. Aún es demasiado pronto para dar a conocer estimaciones sobre el volumen de recursos no convencionales que podrían existir en Neuquén”, advirtió el directivo.
Es que, desde su punto de vista, la curva de aprendizaje para explorar y explotar comercialmente los recursos de Vaca Muerta puede demandar cinco años o más. “Es necesario incorporar mucha tecnología para conocer las características de los yacimientos de shale oil (crudo de arcillas) y shale gas (gas de esquisto)”, respondió Vicente. “Lo que hay que encontrar son parámetros que nos indiquen en qué lugar conviene perforar, medidas e indicadores de roca madre que nos permitan realizar un perfil”, añadió.
Más plazo
La exploración de los depósitos no convencionales de hidrocarburos es mucho más onerosa que la de yacimientos estándar, conformados por rocas sedimentarias. La perforación de un pozo horizontal en Vaca Muerta ronda, en promedio, los u$s 10 millones. “Cada fractura, solamente, cuesta u$s 3,5 millones”, señaló el timonel de Entre Lomas.
El desarrollo de los campos de shale oil exigirá, a su vez, revisar la variable temporal de los contratos de explotación vigentes en la Argentina, que prevé una duración de 25 años.
“Las petroleras que descubran petróleo y gas en Vaca Muerta en volúmenes comerciales precisarán mucho tiempo para repagar la inversión, porque los yacimientos no convencionales tienen una respuesta lenta, que demanda una operación de largo aliento”, indicó Vicente. “En mi opinión, los contratos para desarrollar Vaca Muerta deberían contar con alrededor de 40 años de vigencia”, concluyó.
Fuente: Petroquímica
“Es preciso encontrar de manera urgente mecanismos para incentivar la exploración de hidrocarburos”, reclamó el directivo. Pide un incremento del precio interno del fluido hasta los u$s 5 por millón de BTU para todo el gas que se incorpore. E indica que “es clave que las provincias prorroguen 10 años las concesiones que vencen en 2016”.
Aunque la situación no es nueva, dado que el descenso de la producción y las reservas de hidrocarburos arrastra más de una década, sí alcanzó –desde la mirada de Oscar Vicente– un cariz apremiante. Lo que está en juego ya no es la importación de pequeñas cantidades de energía para cubrir baches en determinados períodos estacionales. Por el contrario, la compra de gas y combustibles líquidos en el exterior tiene cada vez mayor incidencia sobre el equilibrio de las cuentas públicas.
“Tenemos que aumentar en forma desesperante las reservas de gas. Contamos con importante infraestructura en transporte y distribución, que también se utiliza para la generación de energía. Por eso, hay que apuntar a recuperar la oferta del fluido”, señaló el CEO de Entre Lomas y una de las voces más autorizadas de la industria petrolera local.
A su vez, el directivo pidió no perder de vista el escenario del petróleo que, si bien todavía ofrece cierta espalda porque el país exporta un porcentaje –cada vez menor–, atraviesa una meseta desde 1998, cuando se alcanzó la oferta récord de 50 millones de metros cúbicos (MMm³) anuales de petróleo.
“El Gobierno parecería estar sólo preocupado con lo que pasa con el gas. Pero no hay que desatender la situación del crudo, porque si eso sucede, y no logramos frenar la declinación de la producción, a mediano plazo tendremos que importarlo”, advirtió el petrolero, que condujo los destinos de PeCom, la operadora de Pérez Companc, y hoy lidera los de Entre Lomas, que extrae más de
2.000 m³/día de crudo en el yacimiento homónimo que se reparte entre Río Negro y Neuquén.
A entender de Vicente, la reactivación de la oferta gasífera responde, en gran medida, al incremento del precio interno del fluido, que permanece estable en torno a los u$s 2,50 por millón de BTU desde hace casi 10 años, muy lejos de los valores del gas que viene desde Bolivia (u$s 10,70) y del gas licuado (LNG), que se paga hasta u$s 16.
“Habría que ponerle un precio más alto al gas que se incorpore. El Estado debería incentivar la inversión ofreciendo un precio más alto de, por ejemplo, u$s 5 que permita perforar en campos más pequeños, marginales y en todas las zonas con potencial gasífero”, señaló el directivo en diálogo con Revista Petroquímica, Petróleo, Gas & Química.
Según Vicente, la reactualización del precio no sólo debería regir para el gas que se descubra –tal como prevé el programa Gas Plus, que autoriza mejores precios para los hallazgos, sino también para “todo el gas nuevo: el gas nuevo, el asociado y el libre”.
“No hay que despreciar el conocimiento. El Estado debería fijar un precio de referencia y dejar que cada compañía enfrente el riesgo en función de lo que marquen sus geólogos”, subrayó Vicente.
A la par, el directivo señaló que es clave despejar la incertidumbre temporal que existe en algunas provincias, en función de que sus gobernaciones aún no encararon la prórroga por 10 años de las concesiones que vencen en 2016-2017.
“La gobernación de Río Negro aún no autorizó la extensión de los contratos. Ya estamos casi en 2013 y las concesiones caducan en 2016. Sin un horizonte de mediano y largo plazo, es muy difícil invertir”, cuestionó Vicente, que desde hace dos meses retornó a la presidencia de la Cámara de Empresas Productoras de Hidrocarburos (Ceph), que nuclea a las máximas operadoras de la Argentina.
No convencionales
A su vez, cuando la atención de la industria petrolera está centrada en el potencial de los reservorios no convencionales de la cuenca Neuquina y en el sector hablan de las excelentes perspectivas que generó Vaca Muerta –la formación de roca generadora de hidrocarburos de la cuenca– a nivel regional e internacional, Vicente prefiere ser cauto.
“Hay que llevar adelante planes de perforación y ensayo de los pozos colocados. Aún es demasiado pronto para dar a conocer estimaciones sobre el volumen de recursos no convencionales que podrían existir en Neuquén”, advirtió el directivo.
Es que, desde su punto de vista, la curva de aprendizaje para explorar y explotar comercialmente los recursos de Vaca Muerta puede demandar cinco años o más. “Es necesario incorporar mucha tecnología para conocer las características de los yacimientos de shale oil (crudo de arcillas) y shale gas (gas de esquisto)”, respondió Vicente. “Lo que hay que encontrar son parámetros que nos indiquen en qué lugar conviene perforar, medidas e indicadores de roca madre que nos permitan realizar un perfil”, añadió.
Más plazo
La exploración de los depósitos no convencionales de hidrocarburos es mucho más onerosa que la de yacimientos estándar, conformados por rocas sedimentarias. La perforación de un pozo horizontal en Vaca Muerta ronda, en promedio, los u$s 10 millones. “Cada fractura, solamente, cuesta u$s 3,5 millones”, señaló el timonel de Entre Lomas.
El desarrollo de los campos de shale oil exigirá, a su vez, revisar la variable temporal de los contratos de explotación vigentes en la Argentina, que prevé una duración de 25 años.
“Las petroleras que descubran petróleo y gas en Vaca Muerta en volúmenes comerciales precisarán mucho tiempo para repagar la inversión, porque los yacimientos no convencionales tienen una respuesta lenta, que demanda una operación de largo aliento”, indicó Vicente. “En mi opinión, los contratos para desarrollar Vaca Muerta deberían contar con alrededor de 40 años de vigencia”, concluyó.
Fuente: Petroquímica
