Santa Cruz tendrá precios para el gas no convencional similares a Neuquén

El ministro de Energía, Juan José Aranguren, anticipó que el Gobierno nacional avanzará en un precio de incentivo para el gas no convencional de los yacimientos santacruceños, en un esquema similar al que comenzará a regir a partir de 2018 para Vaca Muerta.

Así lo expresó en ocasión de visitar los yacimientos de tight gas que están siendo desarrollados por la Compañía General de Combustibles (CGC) en la Cuenca Austral, en el sur de la provincia de Santa Cruz, donde fue recibido por el presidente de la empresa Hugo Eurnekian.

En ese contexto, el ministro planteó que tras la firma de la adenda laboral alcanzada hace dos semanas para los yacimientos no convencionales de Santa Cruz -junto a las empresas y las petroleras que operan en la zona- se podrá avanzar en un esquema de incentivo de precio “similar a la Resolución 46” ya anunciado para Vaca Muerta.

Este esquema fijó un sendero de precios por proyecto que permitirá reconocer a partir de enero un valor de 7,5 dólares por millón de BTU para 2018, de 7 dólares para 2019, 6,5 dólares para 2020 y alcanza los 6 dólares hacia el 2021.

Tras su recorrida, Aranguren reiteró: “El precio del gas en la Argentina tiene que encontrar un punto de equilibrio” al estimar que la búsqueda de equilibrio entre precios y costos podrá encontrar el valor del gas “en los cinco dólares por millón de BTU”.

Los recursos no convencionales están en “una curva de aprendizaje similar a cualquier explotación petrolera y demanda de las empresa buscar el equilibrio entre precios y costos. Por eso en aquellos momentos en que “cae el precio internacional las empresas tienen que ser más eficientes y poner sus explotaciones en condiciones de rentabilidad”.

Los yacimientos que recorrió Aranguren, los primeros en su tipo a desarrollarse en la Cuenca Austral, se estima que requerirán una inversión de más de 1.000 millones de dólares y se realizan mediante pozos horizontales con diez etapas de fractura y pozos dirigidos, completados con fracturas masivas. (Fuente: revista Petroquímica).

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A partir de la adquisición de Petrobras, Pampa Energía concentró sus mayores esfuerzos en el desarrollo del portfolio de esa compañía, sobre todo en los rubros de tight gas y shale gas. Así lo asegura Horacio Turri, quien precisa que el foco está puesto en el Upstream.
“Tenemos tres áreas bajo nuestra operación (que son Parva Negra, Sierra Chata y El Mangrullo), además de otras dos que opera YPF (Rincón del Mangrullo y Río Neuquén, la cual estaba a cargo de Petrobras hasta nuestra compra). Todos estos bloques ya exhiben una producción importante”, destacó el director de Petróleo y Gas de Pampa Energía en diálogo con EconoJournal en el marco de una entrevista realizada para la AOG 2017 que se realizó a fines de septiembre en Buenos Aires.
Rincón del Mangrullo, puntualizó, extrae más de 5 millones de metros cúbicos diarios (m3/d), mientras que Río Neuquén está en 3,5 millones m3/d (1,2 millones más que al tomar Petrobras, lo que refleja una suba de un 50% en menos de un año). “El gran desafío pasa por el desarrollo del tight de El Mangrullo y Sierra Chata y, particularmente, por el aprovechamiento del shale gas en Sierra Chata, El Mangrullo y Parva Negra. Asimismo, acabamos de participar de la quinta ronda licitatoria organizada por Gas y Petróleo del Neuquén (G&P), y presentamos la única oferta por Tacanas Norte, que es un excelente complemento para El Mangrullo”, detalló.
Según sus palabras, las citadas son áreas vecinas, apenas separadas por un alambrado: mientras que El Mangrullo tiene alrededor de 170 kilómetros cuadrados (km2), Tacanas Norte suma otros 120 km2. “Con respecto a Parva Negra, junto con nuestro socio XTO ya perforamos el primer pozo horizontal de shale gas con una rama de 2.500 metros. Y en estos momentos estamos fracturándolo”, reveló. (Fuente: EconoJournal).

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