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UNIVERSIDAD NACIONAL DEL SUR

HALE GAS & HALE OIL

Gas y Petróleo Convencional y no‐Convencional

Perspectiva Argentina

Análisis de reservas, producción y consumo de petróleo y gas

convencional y no‐convencional en Argentina

Ing. Federico Alberto Gorrini

DEPARTAMENTO DE INGENIERÍA QUÍMICA

DOCUMENTO DE TRABAJO | Abril 2014

Dr. José Alberto Bandoni

Director

DEPARTAMENTO DE I

S S


SHALE GAS & SHALE OIL

Gas y Petróleo Convencional y no‐Convencional. Perspectiva Argentina

Departamento de Ingeniería Química. Abril 2014

Autor __Ing. Federico Alberto Gorrini Director __Dr. José Alberto Bandoni Datos de Contacto [email protected] [email protected] Universidad Nacional del Sur (8000) Bahía Blanca. Buenos Aires, Argentina.


Shale Gas & Shale Oil

Gas y Petróleo Convencional y no-Convencional Perspectiva Argentina

1 TENDENCIA ECONÓMICA Y DEMOGRÁFICA

2 HIDROCARBUROS CONVENCIONALES Y NO‐CONVENCIONALES

3 RECURSOS SHALE TÉCNICAMENTE RECUPERABLES

4 RECURSOS ENERGÉTICOS CONVENCIONALES

4.1 Gas Natural

4.2 Petróleo

4.3 Energía Primaria Total

5 RECURSOS ENERGÉTICOS NO‐CONVENCIONALES

5.1 Inicios del Shale

5.2 Formaciones Shale

5.3 Shale Gas

5.4 Shale Oil

5.5 Comparación Convencionales vs no‐Convencionales

5.6 EROI sobre los Recursos no‐Convencionales

5.7 inversión en Shale Gas vs Importación

5.8 Horizonte de Recursos Convencionales en Argentina

UNIVERSIDAD NACIONAL DEL SUR Shale Gas & Oil

PREFACIO

El objeto del presente informe se centra en determinar, sobre todo en forma comparativa, cuál es la magnitud y el verdadero alcance que tiene los recursos hidrocarburíferos de shale en el mundo, especialmente en la Argentina.

En las últimas décadas se ha comenzado a gestar

la explotación de esta fuente no convencional de hidrocarburos en USA. El resultado de estas actividades ha sido tan exitoso que muchos documentos han llegado a calificar a la explotación del shale como “revolución energética”, y los precios del gas natural en USA dan prueba de ello. En lo que respecta a la Argentina, la primera perforación de este tipo se realizó recién en el año 2010. Pero las formaciones de shale llegaron a tener gran difusión a partir de la publicación de un informe de la U.S. EIA en 2011, donde se evalúan algunas de las formaciones shale más importantes de las que se tenía conocimiento en algunos países del mundo. Es en este informe donde emerge la Argentina como uno de los países con mayor cuantía de recursos técnicamente recuperables de shale gas y shale oil. Pero más allá de la Argentina como país poseedor de grandes volúmenes de hidrocarburos en este tipo de formaciones, fue en ese entonces donde irrumpe el nombre de Vaca Muerta como reservorio gigante de gas natural con buenas condiciones prospectivas para ser explotado.

A la novedad de los recursos shale en Argentina,

se suma la pérdida acelerada de reservas, sobre todo de gas natural ‐principal componente de la matriz energética del país‐ y la imposibilidad de mantener el

autoabastecimiento energético que se suscitó en 2011, luego de más de dos décadas de mantenerlo.

El informe comienza con un análisis de los

resultados globales del último reporte que publica la U.S. EIA en 2013, donde se contextualiza la promesa de los recursos de shale respecto de los recursos convencionales y se explicita la metodología de evaluación utilizada por el U.S. EIA para estimarlos. Más tarde se prosigue con el análisis de las reservas y recursos, producción, consumo y exportación/importación de gas natural y petróleo en la Argentina; lo que se continúa con la lectura de la matriz energética argentina y su comparación con el mundo, donde queda en evidencia la gran penetración del gas natural como recurso energético que presenta Argentina. Una vez introducido en la situación global y local respecto de los recursos convencionales, se resumen los resultados entregados por el U.S. EIA para la Argentina. Para concluir con el análisis, se evalúa el horizonte de reservas convencionales y no convencionales sobre todo utilizando un criterio de supuesto autoabastecimiento ‐R/C en lugar de R/P‐.

En este punto, donde se ha timado dimensión

de los recursos de shale, la cuestión se reduce a determinar si es necesario la explotación de los recursos de shale ‐más costosos‐ por sobre los convencionales, para lo que se hace una simple pero sólida proyección de consumo en el país al efecto de estimar con mayor precisión cuáles serán los horizontes de reservas y recursos convencionales dado el progresivo y vertiginoso aumento del consumo.

Gorrini, Federico Alberto

III


UNIDADES Y FACTORES DE CONVERSIÓN

Las unidades utilizadas en el presente informe corresponden al Sistema Anglosajón de Unidades. Aunque muchos valores se expresan en unidades del Sistema Internacional de Unidades, en todos los casos se utiliza un punto como separador decimal, tal como se hace en el Sistema Anglosajón de Unidades.

Las siguientes tablas detallan la nomenclatura utilizada para designar a las unidades, así como los factores de conversión para convertir los valores designados en una dada unidad en otro valor equivalente.

Unidades de volumen Equivalencias

m3 metro cúbico 1 bbl = 42.00 U.S. gal

bbl barril de petróleo americano (42 U.S. gal) 1 bbl = 0.15899 m3

U.S. gal galón americano 1 m3 = 6.2898 bbl

ft3 pié cúbico 1 TOE = 1.1654 m3

TOE tonelada de petróleo equivalente 1 m3 petróleo = 858.09 Kg

1 m3 petróleo = 1277.6 m3

gas natural

1 TOE = 1096.3 m3 gas natural

Prefijos 1 TOE = 7.33 bbl

n Nano 1 BTU = 1055 J

Micro 1 ft3 petróleo = 1030 BTU

m Mili 1 bbl petróleo = 5.78 MM BTU

M Mil 1 TCF = 28.317 Bm3

MM Millón

B billón (mil millones)

T trillón (un millón de millones)

IV


ÍNDICE DE CONTENIDOS

1. Tendencia Económica y Demográfica _1 Tendencia económica y demográfica mundial _1 Tendencia demográfica argentina _4

2. Hidrocarburos Convencionales y no‐Convencionales _5 Conceptos básicos de Hidrocarburos y Geología _5 Reservorios Convencionales y no‐Convencionales _6

3. Recursos Shale Técnicamente Recuperables 10 Metodología de Evaluación del U.S. DOE 11 Resultados de la Evaluación del U.S DOE 12

4. Recursos Energéticos Convencionales 15

4.1. Gas Natural 15 Reservas y Recursos 15 Producción 16

Consumo 18 Exportación/Importación 20

4.2. Petróleo 22 Reservas y Recursos 22 Producción 23 Consumo 24

Exportación/Importación 25 4.3. Energía Primaria Total 27 Consumo Total de Energías Primarias 27 Matriz Energética 28 Generación de Energía Eléctrica 31

5. Recursos Energéticos no‐Convencionales (shale) 33

5.1. Inicios del Shale 33 La Revolución del Shale Gas en USA 35 5.2. Formaciones Shale 39 Condiciones de Viabilidad Técnica y Económica 39 5.3. Shale Gas 40 Recursos Prospectivos de Shale Gas en Argentina 40 5.4. Shale Oil 42 Recursos Prospectivos de Shale Oil en Argentina 42 Analogía entre la Formación Vaca Muerta y Shale Gas/Oil Plays en USA 44 5.5. Comparación Convencionales vs no‐Convencionales 46 Reservas y Recursos Convencionales vs Consumo 46 Reservas y Recursos no‐Convencionales vs Consumo 48

Resumen Reservas y Recursos de Petróleo y Gas Natural 50 5.6. EROI sobre los Recursos no‐Convencionales 50 5.7. Inversión en Shale Gas vs Importación 52 Reflexiones 52 Actividad en Vaca Muerta Discriminada por Empresa 54 5.8. Horizonte de Recursos Convencionales en Argentina 56 Proyección de Consumo 56

_V


ANEXOS

Anexo _1. SPE Petroleum Reserves & Resources Definitions 59 Anexo _2. U.S. EIA Metodología de Estudio de los Recursos de Shale 63 Anexo _3. U.S. EIA Estimación de Gas Natural y Petróleo en el Mundo 68 Anexo _4. Registro de Reservas Probadas por Cuenca en Argentina 71 Anexo _5. Registro de Reservas y Recursos en Argentina 72 Anexo _6. Registro de Producción por Cuenca en Argentina 73 Anexo _7. Consumo de Gas Natural por Sector en Argentina 74 Anexo _8. Propiedades de las Formaciones de Shale Gas en Argentina 75 Anexo _9. Propiedades de las Formaciones de Shale Oil en Argentina 78 Anexo 10. Reservas y Recursos Convencionales y no‐Convencionales en Argentina 80

Bibliografía 83

TABLAS

Tabla _1. Evolución de la población argentina _4 Tabla _2. Proyección de la evolución de la población argentina según el INDEC _4 Tabla _3. Características distintivas de yacimientos convencionales vs no‐convencionales _6 Tabla _4. Estimación de la U.S. EIA sobre los volúmenes de shale gas y shale oil en el mundo 11 Tabla _5. Estimación de la U.S. EIA sobre los volúmenes de gas natural en el mundo [TCF] 13 Tabla _6. Estimación de la U.S. EIA sobre los volúmenes de petróleo crudo en el mundo [MMbbl] 13 Tabla _7. Ranking de volumen de shale gas 14 Tabla _8. Ranking de volumen de shale oil 14 Tabla _9. Registro histórico de reservas y recursos de gas natural en Argentina (2004‐2011) [MMm3] 15 Tabla 10. Reservas y recursos de gas natural en Argentina (2012) [MMm3] 16 Tabla 11. Evolución de reservas probadas, producción y consumo de gas natural durante el período 2002‐2012 discriminados por región mundial 19 Tabla 12. Evolución de reservas probadas, producción y consumo de gas natural durante el período 2002‐2012 discriminados por país sudamericano 19 Tabla 13. Registro histórico de exportación/importación de gas natural en Argentina (2000‐ 2012) 21 Tabla 14. Registro histórico de reservas y recursos de petróleo en Argentina (2004‐2012) [Mm3] 22 Tabla 15. Reservas y recursos de petróleo en Argentina (2012) [Mm3] 23 Tabla 16. Evolución de reservas probadas, producción y consumo de petróleo durante el período 2002‐2012 discriminados por región mundial 25 Tabla 17. Evolución de reservas probadas, producción y consumo de petróleo durante el período 2002‐2012 discriminados por país sudamericano 25 Tabla 18. Registro histórico de exportación/importación de petróleo en Argentina (2000‐2012) 26 Tabla 19. Evolución del consumo de energías primarias durante el período 2002‐2012 discriminados por región mundial 27 Tabla 20. Evolución del consumo de energías primarias durante el período 2002‐2012 discriminados por país sudamericano 27 Tabla 21. Comparación de condiciones para el desarrollo del shale gas en USA y Europa 36

VI


Tabla 22. Recursos prospectivos de shale gas por cuenca en Argentina con un factor de recuperación de 25 % 41 Tabla 23. Recursos prospectivos de shale gas por cuenca en Argentina con un factor de recuperación de 6.5 % 42 Tabla 24. Recursos prospectivos de shale oil por cuenca en Argentina 44 Tabla 25. Comparación de reservas probadas de petróleo y gas natural vs sus respectivos consumos en Argentina 46 Tabla 26. Comparación de reservas probables de petróleo y gas natural vs sus respectivos consumos en Argentina 46 Tabla 27. Comparación de reservas posibles de petróleo y gas natural vs sus respectivos consumos en Argentina 47 Tabla 28. Comparación de recursos contingentes de petróleo y gas natural vs sus respectivos consumos en Argentina 47 Tabla 29. Comparación de recursos técnicamente recuperables de shale gas vs sus respectivos consumos en Argentina 48 Tabla 30. Comparación de recursos técnicamente recuperables de shale oil vs sus respectivos consumos en Argentina 49 Tabla 31. Resumen de reservas y recursos hidrocarburíferos en Argentina 57 Tabla 32. Proyección de consumo de gas natural y petróleo en Argentina (2010‐2040) 58 Tabla A.3.1. Estimación de la U.S. EIA sobre los volúmenes de gas natural en el mundo 68 Tabla A.3.2. Estimación de la U.S. EIA sobre los volúmenes de petróleo en el mundo 69 Tabla A.4.1. Reservas probadas de gas natural por cuenca en argentina [MMm3] 71 Tabla A.4.2. Reservas probadas de petróleo por cuenca en argentina [Mm3] 71 Tabla A.5.1. Registro histórico de reservas y recursos de gas natural en Argentina (2004‐2012) [MMm3] 72 Tabla A.5.2. Registro histórico de reservas y recursos de petróleo en Argentina (2004‐2012) [Mm3] 72 Tabla A.6.1. Registro histórico de producción de gas natural en Argentina por cuenca (2001‐ 2012) [Mm3] 73 Tabla A.6.2. Registro histórico de producción de petróleo en Argentina por cuenca (2001‐2012) [m3] 73 Tabla A.7.1. Consumo argentino de gas natural por sector 74 Tabla A.8.1. Recursos prospectivos de shale gas y sus propiedades en la formación de shale Los Molles dentro de la base prospectiva de Neuquén 75 Tabla A.8.2. Recursos prospectivos de shale gas y sus propiedades en la formación de shale Vaca Muerta dentro de la base prospectiva de Neuquén 75 Tabla A.8.3. Recursos prospectivos de shale gas y sus propiedades en la formación de shale Aguada Bandera dentro de la base prospectiva del Golfo de San Jorge 76 Tabla A.8.4. Recursos prospectivos de shale gas y sus propiedades en la formación de shale Pozo D‐129 dentro de la base prospectiva del Golfo de San Jorge 76 Tabla A.8.5. Recursos prospectivos de shale gas y sus propiedades en la formación de shale L.Inoceramus‐Magnas Verdes dentro de la base prospectiva Austral‐Magallanes 77 Tabla A.8.6. Recursos prospectivos de shale gas y sus propiedades en la formación de shale Ponta Grossa dentro de la base prospectiva Paraná 77 Tabla A.9.1. Recursos prospectivos de shale oil y sus propiedades en la formación de shale Los Molles dentro de la base prospectiva de Neuquén 78 Tabla A.9.2. Recursos prospectivos de shale oil y sus propiedades en la formación de shale Vaca Muerta dentro de la base prospectiva de Neuquén 78 Tabla A.9.3. Recursos prospectivos de shale oil y sus propiedades en la formación de shale Pozo D‐129 dentro de la base prospectiva del Golfo de San Jorge 79 Tabla A.9.4. Recursos prospectivos de shale oil y sus propiedades en la formación de shale L.Inoceramus‐Magnas Verdes dentro de la base prospectiva Austral‐Magallanes 79

VII


Tabla A.10.1. Reservas y recursos convencionales y no‐convencionales en Argentina 80 Tabla A.10.2. Comparación de reservas y recursos convencionales y no‐convencionales en Argentina en volumen de petróleo equivalente 80 Tabla A.10.3. Relación R/C de las reservas y recursos convencionales y no‐convencionales vs sus respectivos consumos en Argentina 81

FIGURA Figura _1. Poblacional por región mundial actual y su respectivo valor proyectado para 2040 _1 Figura _2. Proyección del GDP mundial [2005 TUS$] y de la demanda energética mundial [QBTU]

hasta el 2040 _2 Figura _3. Proyección de la demanda mundial de energía primaria [QBTU] hasta el 2040 _3

Figura _4. Esquema de sistemas petroleros convencionales y no‐convencionales _6 Figura _5. Clasificación de reservorios convencionales y no‐convencionales _8 Figura _6. Reservas probadas de gas natural en Argentina (1999‐2012) 15 Figura _7. Registro histórico de la producción argentina de gas natural (2001‐2013) 16 Figura _8. Registro histórico de la producción argentina de gas natural (1913‐2013) 16 Figura _9. Reservas probadas de gas natural vs producción y consumo, respectivamente (1980‐ 2012) 17 Figura 10. Registro histórico del consumo de gas natural en Argentina (1965‐2012) 19 Figura 11. Registro histórico del consumo de gas natural en Argentina (1999‐2012) 19 Figura 12. Registro histórico de las exportaciones/ importaciones de gas natural en Argentina (2000‐2012) 20 Figura 13. Reservas probadas de petróleo en Argentina (1999‐2012) 22 Figura 14. Registro histórico de la producción argentina de petróleo (2001‐2013) 23 Figura 15. Registro histórico de la producción argentina de petróleo (1911‐2013) 23 Figura 16. Reservas probadas de gas natural vs producción y consumo, respectivamente (1980‐ 2012) 24 Figura 17. Registro histórico del consumo de petróleo en Argentina (1965‐2012) 24 Figura 18. Registro histórico de las exportaciones/importaciones de gas natural en Argentina (2000‐2012) 26 Figura 19. Registro histórico del consumo de otras energías renovables en Argentina (1965‐ 2012) 27 Figura 20. Composición de la Matriz Energética Argentina (2012) 29 Figura 21. Composición de la Matriz Energética Mundial (2012) 29 Figura 22. Evolución de la Matriz Energética Argentina (1970‐2010) 30 Figura 23. Composición de la matriz de generación eléctrica argentina en 2011 32 Figura 24. Comparación de recursos prospectivos convencionales vs no‐convencionales en Argentina 34 Figura 25. Recursos Técnicamente Recuperables (TRR) de shale gas por cuenca en Argentina 40 Figura 26. Países poseedores de la mayor cantidad de recursos técnicamente recuperables de shale gas [TCF] 42 Figura 27. Recursos Técnicamente Recuperables (TRR) de shale oil por cuenca en Argentina 43 Figura 28. Países poseedores de la mayor cantidad de recursos técnicamente recuperables de shale oil [Bbbl] 44 Figura 29. Proyección de consumo del gas natural en Argentina (2010‐2040) 57 Figura 30. Proyección de consumo del petróleo en Argentina (2010‐2040) 57 Figura A.1.1. Graphical Representation of the Resource Classification System by the SPE 60

VIII


TENDENCIA DEMOGRÁFICA Y ECONÓMICA

TENDENCIA DEMOGRÁFICA Y ECONÓMICA MUNDIAL

La evolución de la población mundial prevista para el 2040 prevé un aumento notable, pasando de 6,880 millones de personas en 2010 hasta 8,777 millones de personas para 2040; esto representaría un incremento del 27.6 % con un promedio de crecimiento interanual del 0.91 %. Sin embargo, se estima que esta evolución será muy dispar entre los países desarrollados y aquellos que se encuentran en vías de desarrollo. Para los países miembros de la OECD (Organization for Economic Co‐operation and Development) se estima un promedio interanual de

crecimiento poblacional del 0.48 %, mientras que para los países no miembros (no‐OECD) este parámetro se elevaría hasta 1.02 %.

El resultado de esta evolución es que el 75 % de la población mundial residirá en el complejo Asia‐Pacífico y África para el 2040, siendo India el país con la mayor población mundial luego del 2030. En contraste, China prevalecerá con un crecimiento poblacional modesto.

Figura 1. Poblacional por región mundial actual y su respectivo valor proyectado para 2040

Fuente: Población 2040: ExxonMobile. The Outlook for Energy: A View to 2040. exxonmobile.com/energyoutlook.

El lugar y la forma en que las poblaciones viven tienen impactos en la demanda energética. Las poblaciones se encuentran migrando hacia las ciudades, con un mayor número de viviendas pero con menor cantidad de residentes en cada una de ellas. Los residentes urbanos muestran mayor

consumo que sus pares en zonas rurales. Se espera que la progresiva urbanización a nivel mundial juegue un importante rol en el incremento de la energía requerida hacia 2040. El impacto del incremento en la urbanización sobre la demanda energética puede que sea más notorio en China, donde hoy día cerca de la

Capítulo 1

1.03

AméricaLatina

Américadel Norte

Europa Rusia/Caspio

ÁfricaAsia-

Pacífico

.45.55

.58.48

1.79

.61.63

.28.27

4.59

3.79

China

India

OtrosAsia-Pacífico

.21.32

MedioOriente

Gorrini, Federico Alberto _1


Otrosno OECD

China

Otros OECD

USA

2000 2020 2040

1,250

1,000

500

750

250

0

Ahorro energético a través de ganancia en eficiencia

2000 2020 2040

1,250

1,000

500

750

250

0

Otrosno OECD

China

Otros OECD

USA

2000 2020 2040

1,250

1,000

500

750

250

0

mitad de sus habitantes viven en ciudades; lo cual representa un cambio drástico respecto de tres décadas atrás cuando sólo el 20 % vivía en áreas urbanas.

Al margen del aumento poblacional, la expansión de la economía global se prevé crecerá con un promedio anual del 2.8 % entre 2010 y 2040. Los países no‐OECD contribuirán en poco más de la mitad del crecimiento económico total. China continuará creciendo a una tasa promedio anual superior al 5 %, contribuyendo en más del 20 % del crecimiento del GDP mundial. Mientras tanto, India, cuya economía es aproximadamente un tercio de la economía China, crecerá a una tasa similar y será paulatinamente más importante en las décadas venideras. El crecimiento en África es proyectado a un 4 % anual. India y África se convertirán en dos de las áreas más fuertes en

términos de crecimiento GDP sobre los próximos 30 años. En tanto, los países OECD serán liderados por USA, el cual contribuirá al 20 % del crecimiento económico global desde este punto hasta el 2040.

Acompañando al crecimiento económico previsto, Exxon Mobile proyecta para 2040 una demanda global de energía de aproximadamente 700 QBTU, lo cual representa un 35 % más que la energía demandada en 2010. A pesar de esto, la demanda energética no crecerá tan dramáticamente como el crecimiento económico que se espera como resultado de la declinación en la intensidad energética (cantidad de energía empeñada en producir una unidad de GDP). Como resultado de estas estimaciones, los países OECD mantendrán su demanda constante hasta el 2040, mientras que su crecimiento económico será del 80 %.

Figura 2. Proyección del GDP mundial [2005 TUS$] y de la demanda energética mundial [QBTU] hasta el 2040

Fuente: Exxon Mobile. The Outlook for Energy: A View to 2040. exxonmobile.com/energyoutlook.

Esta habilidad de soportar una significativa

expansión económica con un relativamente modesto aumento de la demanda refleja la combinación de dos factores clave. Primero, los cambios en la estructura económica en el tiempo. Por ejemplo, China se moverá desde una economía basada en procesos energéticos intensos de manufactura hacia una economía basada en el consumo, requiriendo menor cantidad de energía por unidad de GDP. Segundo, la evolución en la eficiencia de la energía a través de todos los sectores. En todos los países, las

tecnologías modernas, los combustibles y las prácticas en el manejo de la energía reemplazarán a las menos eficientes. La construcción y los procesos de manufactura utilizarán menor cantidad de energía, los vehículos aumentarán su eficiencia en el uso de combustibles y más gas natural será empleado en la generación eléctrica.

Todo esto se combina para reducir el crecimiento de la demanda energética en comparación con las ganancias en el crecimiento



China

India

0

100

200

300

400

500

2010 2015 2020 2025 2030 2035 2040

Deman

da de Energía Primaria [QBTU

]

USA

0

100

200

300

400

500

2010 2015 2020 2025 2030 2035 2040

Deman

da de Energía Primaria [QBTU

]económico y el estándar de vida. Los negocios y los consumidores ayudarán a generar ahorros energéticos de aproximadamente 500 QBTU a lo largo de las economías del mundo para 2040. La mayor fuente de energía para el futuro es continuar usándola más eficientemente.

Existe una marcada diferencia entre la energía demandada por los países OECD y no‐OECD a lo largo del período de proyección. La eficiencia energética es una de las maneras más poderosas y económicas de extender los suministros de energía. Se estima que la eficiencia energética gane participación en forma creciente a lo largo de las próximas tres décadas a través del globo.

Figura 3. Proyección de la evolución en la demanda mundial de energía primaria [QBTU] hasta el 2040

Fuente: U.S. Department of Energy (U.S. DOE). U.S. Energy Information Administration (U.S. EIA). Analysis & Projections. “International Projections to 2040”. http://www.eia.gov/analysis/projection‐data.cfm#intlproj

La energía demandada por los países en

desarrollo crecerá aproximadamente un 65 % en el período 2010 a 2040. Para colocar esto en perspectiva, en 2005, los países no‐OECD tenían aproximadamente la misma demanda que los OECD. Para 2040, la demanda energética de los países no‐OECD será más del doble que la consumida por los países OECD. Mientras la energía asista al desarrollo de los países no‐OECD, una brecha significativa en los estándares de vida prevalecerá. Sobre una base per

cápita, la energía empleada a nivel global crecerá en un 25 % hacia el 2040, en tanto que en los países OECD su valor será un 60 % inferior.

El efecto de la eficiencia energética es claramente visto en los países OECD, reflejando el buen desarrollo de estas economías. La demanda prevalecerá relativamente plana en los países desarrollados, incluso cuando la economía crezca un 80 %.

América del Sur y Central

No‐OECD Europa

y Eurasia

Otros no‐OECD

OECD Europa

Otros OECD



TENDENCIA DEMOGRÁFICA ARGENTINA

El registro de la evolución de la población argentina es llevado a cabo a través de los censos nacionales realizados por el Instituto Nacional de Estadísticas y Censos (INDEC). La Tabla 1 indica la población total del país contabilizada en estos censos.

Tabla 1. Evolución de la población argentina

Censo nacional de población

Población total (millones de personas)

1869 1.8

1895 4.0

1914 7.9

1947 15.8

1960 20.0

1970 23.3

1980 27.9

1991 32.6

2001 36.2

2010 40.1 Fuente: Instituto Nacional de Estadísticas y Censos (INDEC)

Paralelamente, el INDEC publica proyecciones

acerca de cómo se estima que evolucione la población argentina durante las próximas décadas. La Tabla 2 resume algunos de los valores más importantes para realizar el seguimiento sobre esta variable. Como cabe esperar, se proyecta un incremento de la población total, aunque éste crecimiento se dará a un ritmo cada vez menor. Actualmente la población del país consta de aproximadamente 42.7 millones de personas, esperándose el agregado de unos 10 millones más durante las próximas tres décadas.

Tabla 2. Proyección de la evolución de la población argentina según el INDEC

Año Población total

(millones de personas)

2010 40.8

2011 41.3

2012 41.7

2013 42.2

2014 42.7

2015 43.1

2016 43.6

2017 44.0

2018 44.5

2019 44.9

2020 45.4

2025 47.5

2030 49.4

2035 51.2

2040 52.8

Fuente: Instituto Argentino de Estadísticas y Censos (INDEC)

Si bien el incremento demográfico constituye un

importante factor geométrico a la hora de realizar una estimación sobre la evolución del consumo energético total, también deben contemplarse otros dos fuerzas que pujan en sentidos inversos: el mayor acceso a productos y servicios que tienden a brindar una mejor calidad de vida a la población, y la implementación de tecnologías que logran un uso más eficiente de la energía. La combinación de estos tres factores arroja un aumento del consumo energético morigerado por el aumento en la eficiencia.

El aumento de la población sumado al incremento previsto en el consumo per cápita representa el desafío que debe enfrentar Argentina ‐y el mundo‐ para lograr el autoabastecimiento energético, lo cual será evaluado con mayor detenimiento en el desarrollo del informe.



HIDROCARBUROS CONVENCIONALES Y NO‐CONVENCIONALES

CONCEPTOS BÁSICOS DE HIDROCARBUROS Y GEOLOGÍA

Los hidrocarburos son compuestos orgánicos formados por cadenas de carbono e hidrógeno originados en el subsuelo terrestre por transformación química de la materia orgánica depositada con rocas sedimentarias de grano fino en el pasado geológico. Las rocas sedimentarias se forman a partir de la deposición o precipitación de sedimentos (partículas o granos no consolidados de minerales, materia orgánica o rocas preexistentes) que pueden ser transportados por el agua, el hielo o el viento y depositados en zonas deprimidas de la corteza terrestre denominadas cuencas sedimentarias donde pueden ser preservadas durante un determinado lapso de la historia geológica. En las cuencas sedimentarias, los sedimentos pueden depositarse en diferentes ambientes; estos pueden ser continentales (fluvial, lacustre, eólico, glacial, etcétera), marinos (plataforma submarina somera o ambiente marino profundo) o en ambientes de transición (playas, deltas, llanuras costeras, etcétera). Al depositarse, los sedimentos llevan consigo y sepultan resto de fitoplancton y zooplancton; estos restos de microorganismos son, junto con algas y material vegetal, los portadores de la materia orgánica. Al depositarse esta materia orgánica en un ambientes anóxico ‐escaso oxígeno‐, es preservada sin que llegue a descomponerse.

Con el sucesivo soterramiento, los sedimentos

logran transformarse en rocas, que en estos casos son de tipo sedimentario, y al incrementarse la profundidad éstas son sometidas a mayores temperaturas según el gradiente térmico del área. Así, los restos de microorganismos ricos en materia orgánica contenidos en los sedimentos finos ‐también llamados roca madre o roca generadora‐ se transforman en kerógeno. A partir de que la roca madre alcanza temperaturas en torno a los 90 ºC, el kerógeno comienza a ser transformado en hidrocarburo líquido. En tal situación se dice que la roca generadora se encuentra en ventana de petróleo. El petróleo así generado se va acumulando en los poros, incrementando paulatinamente su

volumen y presión hasta que es expulsado hacia las rocas circundantes. Cuando la roca generadora alcanza los 130 ºC de temperatura aproximadamente, comienza a producir hidrocarburos gaseosos, con lo que se ingresa en ventana de gas y la mezcla se empobrece gradualmente más en kerógeno residual.

Al ser los hidrocarburos menos densos que el

agua de formación ‐agua contenida en las rocas‐, los primeros tienden a moverse en un camino preferentemente ascendente a través de la columna sedimentaria; en este proceso de migración es que pueden encontrarse rocas reservorio, porosas y permeables, que puedan alojarlos y si, además, encuentran algún elemento o barrera que sirva de sello impermeable en la parte superior, se pueden acumular en la misma. Al conjunto de roca reservorio y roca sello con capacidad para alojar y detener a los hidrocarburos se lo denomina trampa.

El volumen de hidrocarburos en una trampa o acumulación depende de las condiciones de la misma. Se conocen trampas de distinto tipo, estos pueden básicamente ser estructurales, conformadas por pliegues y/o pliegues o bloques limitados por fallas; estratigráficas, conformadas por cambios en la geometría o características del reservorio (acuñamiento, pérdida de porosidad o de permeabilidad, etcétera), y combinadas, es decir, trampas que se definen tanto por componentes estructurales como estratigráficos.

Se denomina migración al proceso por el cual los

hidrocarburos generados por la roca madre se desplazan desde éstas hasta la roca reservorio. En términos más específicos, se habla de migración primaria cuando los hidrocarburos son inicialmente expulsados de las rocas donde se generan, y de migración secundaria cuando, adicionalmente, se desplazan a lo largo de la columna sedimentaria hasta encontrar una trampa.


Capítulo 2


Se denomina sistema petrolero al conjunto de elementos y procesos necesarios para que, sincronizados temporalmente de manera apropiada, conduzcan a la generación de hidrocarburos y su posterior migración, entrampamiento y preservación dentro de la acumulación. Para que un sistema

petrolero convencional sea efectivo es necesario que exista una roca generadora madura ‐en condiciones de generar‐, vías de migración, roca reservorio, además de sello y trampas que hayan sido formados antes o durante el procesos de migración.

RESERVORIOS CONVENCIONALES Y NO‐CONVENCIONALES

En los reservorios o yacimientos convencionales, las fuerzas de flotabilidad mantienen a los hidrocarburos en la trampa por debajo de un nivel de sello; en este tipo de reservorios, las características porosas y permeables y las del fluido (gas, condensado y/o petróleo) permiten que el hidrocarburo fluya con relativa facilidad hacia el pozo. En estas acumulaciones, es crítica la existencia de un sello que evite la fuga del hidrocarburo en su ascenso hacia la superficie. En los yacimientos convencionales es normal encontrar, además, por la densidad y flotabilidad del hidrocarburo, una columna de agua por debajo del petróleo o del gas acumulado. En general, estos reservorios son explotados con tecnología tradicional, sin mayor dificultad técnica y con buen caudal de producción a través de perforaciones verticales, si tener que recurrir a estimulaciones especiales para incrementar la permeabilidad del reservorio.

Figura 4. Esquema de sistemas petroleros convencionales y no‐convencionales

Por otro lado, bajo el término no‐

Convencionales se incluye a aquellos reservorios o yacimientos que se explotan con medios que no responden a los criterios de lo que actualmente es considerado convencional. En la Tabla 3 se indican algunas de las características distintivas de yacimientos convencionales vs no‐Convencionales.

Tabla 3. Características distintivas de yacimientos convencionales vs no‐convencionales

RESERVORIO CONVENCIONAL RESERVORIO NO‐CONVENCIONAL

‐ Existencia de una roca generadora porosa y permeable para la acumulación de hidrocarburos

‐ Existencia de una roca generadora de muy baja porosidad y permeabilidad

‐ Acumulación relacionada a una roca sello con una roca impermeable que evita su fuga

‐ No necesita de una roca sello para su acumulación, debido a que los hidrocarburos se alojan en la roca generadora

‐ Normalmente presentan dentro del reservorio un límite definido o una separación inferior, entre los hidrocarburos y el agua de formación

‐ No hay límites definidos entre los hidrocarburos y el agua en la roca que los aloja

‐ Normalmente no necesitan estimulaciones (mejora artificial de la permeabilidad) para producir. Cuando lo requieren es a una escala menor

‐ Necesitan estimulación hidráulica para producir (fracturación) de gran envergadura

‐ Predominan los pozos verticales sobre los horizontales

‐ Mejor producción con pozos horizontales

Los reservorios denominados no‐Convencionales

requieren, para lograr una explotación comercialmente viable, mayores precios en los

hidrocarburos y/o nuevas tecnologías, aunque sus volúmenes sean sustancialmente superiores al de los convencionales. Pero estos conceptos son dinámicos,



CONVENCIONALES

NO CONVENCIONALES

May

ores

Pre

cios

Mej

oras

Tec

noló

gica

s

RESERVORIOS CONVENCIONALES

GAS HYDRATES(Gas metano de fondo marino)

SHALE GAS(Gas de lutitas)

COAL BED METHANE(Gas de lutitas)

BASIN CENTERED GAS(Gas de centro de cuenca)

TIGHT GAS(Gas de reserva de muy baja

permeabilidad)

HEAVY OIL

EXTRA-HEAVY OIL

BITUMEN

SHALE OIL(Petróleo de lutitas)

y lo que en un momento dado es no convencional o complejo puede ser tratado como convencional ante situaciones favorables como es un mejor entendimiento técnico del reservorio, desarrollos tecnológicos modernos o condiciones de mercado que impulsen el desarrollo de estos nuevos recursos.

En el caso de los reservorios no convencionales, el hidrocarburo es generado de manera similar a la descripta para los reservorios convencionales. Éstos también son generados en la roca generadora; luego, con el paso del tiempo y a medida que se acumula mayor cantidad de sedimentos y rocas, se logran condiciones particulares de presión y temperatura que hacen que la materia orgánica se transforme y descomponga, obteniéndose los hidrocarburos. La diferencia radica en que, mientras que en los convencionales el hidrocarburo migra y se aloja en la roca reservorio, en los no convencionales en general permanece en la roca que los generó. Es decir, en estos casos, la roca generadora y la roca reservorio

son la misma. En estos casos, no existe la migración del hidrocarburo hasta una roca sello que actúe como trampa geológica del mismo. Esta situación se da como resultado de la muy baja permeabilidad que presenta la roca generadora, lo que impide que se produzca el proceso de migración primaria. Para dar noción de esta diferencia, en los no convencionales esta propiedad es más de 1,000 veces inferior a la encontrada en los reservorios convencionales.

Al hablar de los yacimientos no convencionales, hay que tener en cuenta que las características de la roca donde se encuentran alojados definen diferentes tipos de reservorios. Cuando el gas se encuentra atrapado en arenas compactas, se denomina tigth sands, mientras que si es en una roca, se conoce como shale gas. También existe otro tipo de yacimiento no convencional, que es el conocido como coalbed methane, que está compuesto por metano proveniente del carbón.

Figura 5. Clasificación de reservorios convencionales y no‐convencionales Las líneas punteadas demarcan lo que actualmente es considerado como tradicional entre las dos clases de reservorios

Fuente: Society of Petroleum Engineers (SPE). Guidelines for Application of the Petroleum Resources management System. November 2011



Actualmente, el término no convencional se utiliza en la industria del petróleo y del gas natural, de modo amplio, para hacer referencia a aquellos reservorios cuya porosidad, permeabilidad, mecanismo de entrampamiento u otras características difieren respecto de los reservorios hasta el momento tradicionales. Bajo la categoría de reservorios no‐Convencionales se incluye:

‐ Gas metano de Carbón (coalbed methane o CBM) Gas metano extraído de las capas de carbón a poca profundidad de la superficie. El metano se encuentra en estado casi líquido revistiendo el interior de los poros y/o en fracturas abiertas como gas libre,

‐ Hidratos de gas (gas hidrates) Básicamente, hielo con gas encerrado en su estructura cristalina, en donde el gas es principalmente metano de origen biogénico producido a partir de la descomposición de material orgánico en sedimentos de fondos marinos; aunque también puede ser de origen termogénico atrapado en la estructura cristalina del hielo en su migración hacia la superficie. Los hidratos de gas se generan y son estables en condiciones de muy baja temperatura y alta presión, por lo que ocurren en los fondos marinos profundos. A pesar de que os volúmenes estimados de este tipo son enormes, no existe tecnología apropiada para explotarlo, por lo que se encuentra en etapa de investigación y experimentación.

‐ Reservorios fracturados Rocas de muy baja porosidad de matriz que presentan fracturas naturales donde se aloja el hidrocarburo.

‐ Gas de arenas compactas (tight gas) Este término se utiliza para describir a los reservorios, mayormente arenosos aunque también pueden ser carbonáticos, de muy baja permeabilidad al gas. Es un término ambiguo ya que puede incluir acumulaciones de gas en trampas convencionales con contactos de agua. Un término más amplio de connotación genética, es el Basin‐Centered Gas System o gas de centro de cuenca. Con este término se consideran los sistemas semiconfinados con reservorios de muy baja permeabilidad en los

cuales, bajo condición de sobrepresión y por el efecto de cuello de botella, la acumulación del gas generado excede la capacidad de migración o escape del mismo hacia niveles más someros. No aplican a estos reservorios los conceptos tradicionales de entrampamiento. Para facilitar la fluencia de los hidrocarburos hacia el pozo, el reservorio es estimulado mediante fracturas hidráulicas. Se denomina fractura hidráulica al proceso de inyectar agua y arenas a alta o muy alta presión a fin de generar artificialmente fracturas que aumenten la interconexión entre los espacios porosos y mejoren la permeabilidad. El agua a presión fractura la roca mientras que la arena actúa como sostén de la misma, evitando que vuelva cerrarse.

‐ Gas o petróleo de lutitas (shale gas & oil) Los términos shale gas y shale oil describen a los hidrocarburos provenientes de rocas de grano fino, ricas en materia orgánica (lutitas) capaces de producir hidrocarburos en forma comercialmente viable cuando son estimuladas mediante fracturas hidráulicas. En estos yacimientos, la roca generadora actúa al mismo tiempo como reservorio y como sello. Tampoco aplican en este caso los conceptos de entrampamiento.

Si bien la explotación y el desarrollo de los

reservorios no‐Convencionales requieren la aplicación de métodos y tecnologías nuevas y costosas, estos contienen, por su gran extensión, volúmenes de hidrocarburos sustancialmente mayores a los contenidos en los reservorios convencionales (Figura 5). Este hecho, sumado a la cada vez mayor dificultad en encontrar trampas convencionales de magnitud que permitan reponer las reservas, ha llevado a las empresas petroleras a concentrar esfuerzos en tratar de desarrollar este tipo de reservorios comercialmente. En este sentido, a partir de los desarrollos de mejores y más eficientes métodos de fractura hidráulico y perforación horizontal, más la existencia de una industria de servicios dinámica y competitiva, los yacimientos de tight gas y de shale están siendo intensamente explotados en USA, con tanto éxito, que este país ha experimentado un crecimiento fenomenal tanto de reservas como de producción de gas natural y petróleo; tan notable, que en un futuro próximo, prevé cambiar su posición como importador a exportador.



El desarrollo de los tight gas sands comenzó en la década de los 80 en USA y Canadá. Desde aquella época se han estado mejorando las técnicas y reduciendo los costos, haciendo factible la puesta en producción de un gran número de campos. En la actualidad, estos tipos de yacimientos se consideran convencionales en tanto en USA como en Canadá. En Argentina, particularmente en la cuenca Neuquina, se experimenta una situación similar ya que cada vez más se están explorando y poniendo en producción campos de gas de arenas compactas.

En el caso de los reservorios de shale,

comenzaron a desarrollarse a principios de la década de los 90 en USA. En los reservorios shale, el hidrocarburo se encuentra contenido en la roca, por lo que el único proceso necesario es la generación. El término shale es relativamente genérico, ya que los hidrocarburos pueden estar almacenados en una gran variedad de tipos de rocas de grano fino con materia orgánica diseminada, incluyendo arcilitas, limonitas y areniscas de grano muy fino. Estas rocas pueden ser silíceas o carbonáticas, o encontrarse intercaladas entre ellas en capas muy delgadas. La presencia de distintos tipos de rocas orgánicamente ricas implica que existen numerosos mecanismos de almacenaje de hidrocarburos.

Técnicamente, se denomina shale oil al crudo

producido por pirólisis o disolución termal a partir de esquistos (shale) bituminosos, y tight oil al crudo contenido en las rocas generadoras. En las lutitas, el gas puede estar almacenado como gas libre en el sistema poroso y paralelamente adsorbido en la materia orgánica. El proceso de maduración, generación y expulsión de hidrocarburos de una roca generadora produce en la misma un incremento de la

porosidad. Por ello es que la permeabilidad de los sistemas shale es extremadamente baja.

Para que una roca generadora constituya un reservorio, deben considerarse las siguientes condiciones:

‐ Contenido de materia orgánica superior al 2 % en peso.

‐ Estar en ventana de generación de hidrocarburos, es decir, en condición de madurez adecuada para la materia orgánica.

‐ Estar distribuida de manera amplia y continua, además de poseer buen espesor.

‐ Tener una composición litológica que le otorgue condiciones de fragilidad para ser fracturada.

A estos factores se suman otros elementos que

pueden mejorar o modificar la productividad: ‐ Presencia de fracturas y microfisuras

naturales. ‐ Relación entre la cantidad de gas libre ‐en el

espacio poral‐ respecto del gas adsorbido. ‐ Presión del reservorio. ‐ Tipo de materia orgánica (tipo de kerógeno) ‐ Composición mineralógica de las rocas

(volumen de sílice y carbonatos respecto del volumen de arcillas).

En general, la calidad de un reservorio de shale

resulta de la combinación entre las características de la roca y la calidad de las fracturas inducidas en la misma, ya que estimular hidráulicamente una lutita es equivalente a dotarla de las condiciones de porosidad necesarias para que los hidrocarburos puedan ser movilizados.



RECURSOS TÉCNICAMENTE RECUPERABLES DE SHALE

La mejor información disponible que condensa los recursos técnicamente recuperables es provista por la U.S. Energy Information Administration (U.S. EIA) a través de su reporte Technically Recoverable Shale Oil and Shale Gas Resources: An Assessment of 137 Shale Formations in 41 Countries Outside the United States. En el informe se evalúan 137 formaciones de shale a lo largo de 41 países.

Los resultados globales de esta evaluación indican recursos técnicamente recuperables de 345 Bbbl de shale oil y 7,299 TCF de shale gas (Tabla 4). A la hora de considerar las implicaciones de mercado, resulta importante distinguir entre los recursos técnicamente recuperables y los recursos económicamente recuperables. Los primeros representan a los volúmenes de petróleo y gas natural que pueden ser producidos con la tecnología actual, al margen de los precios y los costos de producción. Mientras que los recursos económicamente recuperables son recursos que pueden ser producidos en forma rentable bajo las actuales condiciones de mercado. La recuperabilidad económica de los recursos de gas natural y petróleo depende de tres factores: los costos de perforación y completitud de los pozos, la cantidad de petróleo o gas natural producida desde un pozo promedio a lo largo de su vida, y los precios por dicho petróleo y gas natural.

Sin embargo, resulta notorio el impacto que tienen los recursos de shale espacialmente sobre la cuantía de gas natural, prácticamente sumando una mitad adicional a los recursos. Tampoco es despreciable el cambio que introducen los recursos de shale oil. Incluso debe considerarse que estas estimaciones prospectivas sólo involucran ‐como se verá más adelante‐ algunas regiones del mundo, con lo que es de esperar que esta cifra se incremente conforme continúe la exploración de este tipo de formaciones.

El Anexo 1 (SPE Petroleum Reserves Definitions) contiene las definiciones precisas de reservas, recursos contingentes y recursos prospectivos que

más adelante en el informe serán tratadas. La siguiente es una síntesis de las definiciones empleadas.

‐ Reservas Aquellas cantidades de hidrocarburos que se anticipa su recuperación serán comercialmente viables. Se trata de acumulaciones descubiertas económicamente viables. Se dividen en Reservas Probadas, Reservas Probables y Reservas Posibles. A. Reservas Probadas

Son aquellas cantidades de petróleo con un 90 % de probabilidades de que la cantidad real recuperada sea igual o exceda la estimación.

B. Reservas Probadas Son aquellas cantidades de petróleo con un 50 % de probabilidades de que la cantidad real recuperada sea igual o exceda la estimación.

C. Reservas Probadas Son aquellas cantidades de petróleo con un 10 % de probabilidades de que la cantidad real recuperada sea igual o exceda la estimación.

‐ Recursos Contingentes

Aquellas cantidades de hidrocarburos que se estima serán potencialmente recuperables desde acumulaciones conocidas pero que actualmente no se considera que sean comercialmente recuperables. Se trata de acumulaciones descubiertas económicamente no viables.

‐ Recursos Prospectivos Aquellas cantidades de hidrocarburos que se estima serán potencialmente recuperables desde acumulaciones aún no descubiertas pero que actualmente no se considera que sean comercialmente recuperables. Se trata de acumulaciones no descubiertas, cuya existencia sólo es estimada.

Gorrini, Federico Alberto 10

Capítulo 3


Tabla 4. Estimación de la U.S. EIA sobre los volúmenes de shale gas y shale oil en el mundo

Petróleo Gas Natural

[Bbbl] [TCF]

Reservas Probadas de shale/tight oil and shale gas n/a 97

Recursos no probados de shale/tight oil and shale gas 345 7,201

Otras reservas probadas 1,642 6,741

Otros recursos no probadas 1,370 8,842

Total 3,357 22,882

Incrementos de los recursos totales debido al shale 11% 47%

Shale como porcentaje del total 10% 32%

Fuente: U.S. Energy Information Administration (EIA). Technically Recoverable Shale Oil and Shale Gas Resources: An Assessment of 137 Shale Formations in 41 Countries Outside the United States. United States, June 2013.

METODOLOGÍA DE EVALUACIÓN DEL U.S. DOE

Las formaciones evaluadas en el reporte de la U.S. EIA fueron seleccionadas por una combinación de factores que incluyen la disponibilidad de información, el nivel de dependencia de la importación de gas natural del país, la observación de grandes extensiones de shale, entre otros. Algunas formaciones han sido excluidas del análisis cuando alguna de las siguientes condiciones es cierta:

1. Las características geofísicas de la formación son desconocidas

2. La concentración promedio de contenido orgánico total (TOC) es menor al 2 %

3. La profundidad vertical es menor a 1000 m o superior a 5000 m

4. El lugar cuenta con recursos relativamente grandes de gas natural o petróleo

La estimación del petróleo o gas natural bajo

riesgo es derivada del volumen in situ de recursos para una formación prospectiva dentro de una cuenca, y luego ajustada por un Factor de Probabilidad de Desempeño Exitoso y otro Factor de Éxito (Riesgo) del Área Prospectiva. El Factor de Probabilidad de Desempeño Exitoso representa la probabilidad de que una porción de la formación tenga flujos de gas natural y petróleo atractivos. Mientras que el Factor de Éxito (Riesgo) del Área Prospectiva considera la capacidad de la tecnología actual de producir gas natural y petróleo.

Las tareas específicas llevadas a cabo durante la evaluación incluyen:

1. Realizar una revisión preliminar de la cuenca y seleccionar las formaciones a ser evaluadas

2. Determinar la extensión superficial de la formación shale dentro de la cuenca y su espesor, así como otros parámetros

3. Determinar el área prospectiva adecuada para su explotación, basado en la calidad de la roca, la profundidad, entre otras características

4. Estimar el volumen de gas natural in situ como una combinación del gas natural libre y el gas natural absorbido dentro del área prospectiva. Realizar lo propio con el volumen de petróleo in situ basado en la porción volumétrica de los poros ocupados por petróleo

5. Establecer y aplicar un Factor de Éxito compuesto de dos partes. La primera es el Factor de Probabilidad de Desempeño Exitoso que tiene en cuenta los resultados de la actividad actual sobre shale como un indicador de cuánto se conoce sobre la cuenca. La segunda parte es un Factor de Éxito del Área Prospectiva que evalúa una serie de factores que pueden limitar porciones del área prospectiva de ser desarrolladas



6. Para el shale oil, se identifican shales geofísicamente análogos en USA para estimar el Factor de Recuperación del petróleo. Para el shale gas, el Factor de Recuperación se basa en la complejidad geológica, el tamaño de los poros, la presión de la formación, el contenido de arcilla; la última de las cuales determina su respuesta frente a la fractura hidráulica. La fase gas para cada formación incluye tanto al gas húmedo, gas asociado, o gas húmedo.

7. Los recursos técnicamente recuperables de petróleo y gas natural representan a los volúmenes que pueden ser producidos con la tecnología actual, sin tener en cuenta los precios y costos de producción. Estos volúmenes son determinados al multiplicar al volumen de gas natural o petróleo in situ bajo riesgo por su correspondiente Factor de Recuperación. Basado en la experiencia de producción en USA, para el shale gas estos factores suelen estar entre 20‐30 %. En cambio para el shale oil, debido a la mayor viscosidad del petróleo y a las mayores fuerzas capilares, el petróleo no fluye con la misma facilidad a través de las fracturas en la roca, por lo que el Factor de Recuperación es menor que para el caso del shale gas, promediando del 3 % al 7 %.

Debido a que la mayoría de los pozos de shale no

tienen más que unos pocos años en producción, aún se tiene una incerteza considerable acerca de sus EUR (Estimated Ultimate Recovery). Las porciones de recuperación utilizadas en este reporte se basan en la

extrapolación de la producción de un pozo de shale durante 30 años.

Durante la evaluación, se realizaron algunas exclusiones a fin de poder simplificar las tareas y lograr un cierto nivel de consistencia a partir de la información disponible. Las principales exclusiones realizadas son:

‐ Tight Oil producido desde arenas compactas de baja permeabilidad, las cuales pueden muchas veces ser encontradas en forma adyacente a las formaciones de shale oil.

‐ Coalbed Methane y Tight Natural Gas

‐ Formaciones sin estimación de recursos

‐ Países fuera de la perspectiva del informe. Es sabido el potencial productivo de las formaciones shale existente en muchos países del Medio oriente y la región del Caspio, incluyendo también a aquellos que poseen recursos sustanciales de tipo no shale.

‐ Porciones offshore de formaciones shale evaluadas, como también formaciones situadas enteramente en zonas offshore.

Los detalles de la metodología de evaluación

realizada por la U.S. EIA se encuentran en el Anexo 2 (U.S. EIA Metodología de Estudio de los Recursos de Shale).

RESULTADOS DE LA EVALUACIÓN DEL U.S DOE

Los resultados del reporte se encuentran resumidos en la Tabla 5 y Tabla 6, mientras que los resultados detallados se encuentran en las tablas del Anexo 3 (U.S. EIA Estimación de Gas Natural y Petróleo en el Mundo).

En lo que al gas natural respecta, los bloques de

la Ex Unión Soviética, América del Norte, Medio Oriente y el Norte de África concentran el 65 % de los recursos totales. A pesar de ello, sólo la Ex Unión Soviética, Medio Oriente y el Norte de África son las áreas que conglomeran la gran mayoría de reservas probas. En el caso de América del Norte se trata

sobre todo de recursos ‐convencionales y shale‐ que se estima existen.

Actualmente en el planeta se están produciendo

124 TCF de gas natural. Esto significa que, a este ritmo de consumo, restan suficientes reservas probadas para 55 años, sumado a los recursos prospectivos técnicamente recuperables que equivalen a 71 años de consumo.



Según las estimaciones del U.S. Geological Survey (USGS) *1,2, los recursos técnicamente recuperables (TRR) alcanzarían para 58 años de consumo, con lo que los recursos totales contabilizan

un horizonte de abastecimiento de 185 años; obviamente, este horizonte será menor dado el incremento de consumo que se dará.

Tabla 4. Estimación de la U.S. EIA sobre los volúmenes de gas natural en el mundo [TCF]

Reservas Probadas de Gas Natural

(2013)

Recursos Técnicamente Recuperables no

Probados de Shale Gas (2013)

USGS Recursos Técnicamente

Recuperables no Probados de Gas Natural (2012)

Recursos Técnicamente Recuperables

Totales

Europa 145 470 184 799

Ex Unión Soviética 2,178 415 2,145 4,738

América del Norte 403 1,685 2,223 4,312

Asia‐Pacífico 418 1,607 858 2,883

Asia del Sur 86 201 183 470

Medio Oriente y África del Norte

3,117 1,003 1,651 5,772

América del Sur y Caribe 269 1,430 766 2,465

Total 6,839 7,201 8,842 22,882Fuente: U.S. Energy Information Administration (EIA. Technically Recoverable Shale Oil and Shale Gas Resources: An Assessment of 137 Shale Formations in 41 Countries Outside the United States. United States, June 2013.

Tabla 5. Estimación de la U.S. EIA sobre los volúmenes de petróleo crudo en el mundo [MMbbl]

Reservas Probadas de

Petróleo Crudo (2013)


Probados de Shale Oil (2013)


Recuperables no Probados de

Petróleo (2012)


Totales

Europa 11,748 12,900 14,638 39,286

Ex Unión Soviética 118,886 77,200 114,481 310,567

América del Norte 208,550 80,000 305,546 594,096

Asia‐Pacífico 41,422 61,000 64,362 166,784

Asia del Sur 5,802 12,900 8,211 26,913


867,463 42,900 463,407 1,373,770

América del Sur y Caribe 325,930 59,700 258,234 643,864

Total 1,642,354 345,000 1,369,610 3,356,964Fuente: U.S. Energy Information Administration (EIA. Technically Recoverable Shale Oil and Shale Gas Resources: An Assessment of 137 Shale Formations in 41 Countries Outside the United States. United States, June 2013.

Para el petróleo, sólo Medio Oriente y el Norte

de África concentran el 41 % de los recursos totales estimados, constituyéndose por lejos en la región

más rica es este recurso del mundo; tendencia que se agudiza al considerar sólo las reservas probadas de petróleo (53 %).

*1 U.S. Geological Survey. An Estimate of Undiscovered Conventional Oil and Gas Resources of the World. United States,

March 2012. *2 U.S. Geological Survey. Assessment of potential Additions to Conventional Oil and Gas Resources of the World (Outside the United States) from Reserve Growth. United States, April 2012.



La producción mundial ronda los 31,875 MMbbl de petróleo crudo anuales. Esto implica un horizonte de abastecimiento de unos 50 años. En este escenario, los recursos técnicamente recuperables de shale tienen capacidad de sumar 42 años adicionales de consumo. El shale oil adicionaría otros 10 años de abastecimiento, por lo que el horizonte total para el petróleo es de 102 años al ritmo de consumo actual.

Inmersa dentro de este contexto global, América del Sur se encuentra con una mayor riqueza relativa en sus recursos hidrocarburíferos al compararlos con su propia producción. Sin embargo, las reservas convencionales probadas se encuentran principalmente en Venezuela, país que concentra el 72 % del gas natural y el 91% del petróleo de la

región. Así, países como Argentina atraviesan una situación muy distante en la que sus reservas no alcanzan siquiera para una década y el total de los recursos convencionales prospectivos no alcanzan para mucho más. Por lo que los recursos del shale prometen una alternativa para conseguir el autoabastecimiento y eludir la importación.

El reporte elaborado por el U.S. EIA indica que Argentina se ubica entre los países poseedores de una de las mayores cantidades de recursos técnicamente recuperables tanto de shale gas como de shale oil. Según el ranking publicado, Argentina tiene la segunda mayor cantidad de TRR de shale gas y la cuarta mayor cantidad de TRR de shale oil.

Tabla 7. Ranking de volumen de shale gas

Rank País Shale Gas [TCF]

1 China 1,115

2 Argentina 802

3 Argelia 707

4 USA 665

5 Canadá 573

6 México 545

7 Australia 437

8 Sudáfrica 390

9 Rusia 285

10 Brasil 245

Total 7,299 Fuente: U.S. Energy Information Administration (EIA. Technically Recoverable Shale Oil and Shale Gas Resources: An Assessment of 137 Shale Formations in 41 Countries Outside the United States. United States, June 2013.

Tabla 8. Ranking de volumen de shale oil

Rank País Shale Oil [Bbbl]

1 Rusia 75

2 USA 58

3 China 32

4 Argentina 27

5 Libia 26

6 Australia 18

7 Venezuela 13

8 México 13

9 Pakistán 9

10 Canadá 9

Total 345 Fuente: U.S. Energy Information Administration (EIA. Technically Recoverable Shale Oil and Shale Gas Resources: An Assessment of 137 Shale Formations in 41 Countries Outside the United States. United States, June 2013.



RECURSOS ENERGÉTICOS CONVENCIONALES

4.1. GAS NATURAL

RESERVAS Y RECURSOS

A lo largo de los últimos años, las reservas de gas natural en el país han sufrido un notable declive. El deterioro global en la cuantía de reservas del país es el reflejo de la caída de éste recurso especialmente en las tres cuencas más importantes: la cuenca Neuquina, la cuenca Austral y la cuenca del Noroeste. Durante el período 2000‐2010 las reservas probadas cayeron un 50.2 %, condición la cual comienza a comprometer el suministro de energía, sobre todo al considerar que el gas natural constituye la principal fuente de aprovisionamiento energético del país.

La evolución de reservas probadas en las principales cuencas productivas del país se encuentra en el Anexo 4 (Registro de Reservas Probadas por Cuenca Argentina). Las tres principales cuencas gasíferas del país sufrieron grandes detrimentos. En el período 2002‐2012, la cuenca Neuquina que aún se erige como el principal punto de reservas y producción de la Argentina, mostró un descenso del 61.2 % en sus reservas probadas. El caso más dramático fue el de la cuenca Noroeste, con una disminución del 75.4 % para el mismo período. La tendencia observada para las reservas probadas también se corresponde con la evolución registrada en las reservas probables y reservas posibles, con

disminuciones para el período 2006‐2012 del 36.9 % y 42.1 %, respectivamente. Esto arroja una caída significativa de las reservas totales. Si se compara las reservas probadas con la producción actual de gas natural, indica que sólo se tienen reservas suficientes para cubrir la producción de los próximos 6 años (R/P = 6.1 años). Figura 6. Reservas probadas de gas natural en Argentina (1999‐2012)

Fuente: Instituto Argentino de Petróleo y Gas (IAPG)

Tabla 9. Registro histórico de reservas y recursos de gas natural en Argentina (2004‐2011) [MMm3]

Reservas Recursos

Probadas Probables Posibles

2004 573,844 268,755 ‐ ‐

2005 438,951 248,857 ‐ ‐ 2006 446,156 227,039 251,709 148,374 2007 441,974 202,673 201,571 124,473 2008 398,529 141,512 201,897 245,199 2009 378,820 156,400 208,549 206,825 2010 358,727 132,790 180,237 206,741 2011 332,511 137,398 155,600 197,607 2012 315,508 143,269 145,814 203,847

Fuente: Secretaría de Energía de la Nación Argentina

0

100,000

200,000

300,000

400,000

500,000

600,000

700,000

800,000

900,000

9900010203040506070809101112

Gas [MMm

3]


Capítulo 4


0

10,000

20,000

30,000

40,000

50,000

60,000

01 02 03 04 05 06 07 08 09 10 11 12 13

Gas [MMm

3]

0

10,000

20,000

30,000

40,000

50,000

60,000

1910 1930 1950 1970 1990 2010

Gas [MMm

3]

Si bien en el país queda petróleo aún por

descubrir, según las estimaciones realizadas por el U.S. Geological Survey, restan por descubrir tanto como 741,073 MMm3 de gas natural (recursos prospectivos), lo que representa 1.2 veces las reservas totales actuales (Tabla 9). Sin embargo,

incluso esta magnitud supone un problema a considerar en el largo plazo: al ritmo de consumo actual, el total de los recursos de gas natural del país representan 33 años de abastecimiento (R/C = 32.8 años), período que naturalmente será menor con el aumento gradual del consumo.

Tabla 10. Reservas y recursos de gas natural en Argentina (2012) [MMm3]

Reservas de Gas Recursos Contingentes

Recursos Prospectivos (1) Probadas Probables Posibles

315,508 143,269 145,814 203,847 741,073

Fuente: 1) Secretaría de Energía de la Nación. 2012. Datos hasta final de vida útil. En esta base de datos las reservas no han sido adicionadas tal como establecen las definiciones de la SPE, sino que prevalecen discriminadas. 2) USGS Model for Undiscovered for Conventional Oil, Gas and NGL Resources. Seventh approximation. 2000. Datos actualizados al año 2012 por N. Di Sbroiavacca de la Fundación Bariloche. Este valor sólo incluye recursos prospectivos de gas natural.

PRODUCCIÓN

La evolución de la producción argentina de gas natural acompaña levemente a la caída en las reservas. Durante el período 2003‐2013 la producción sufrió un declive del 17.6 %. Esta situación conjugada con el incremento registrado para el consumo ha llevado al país a perder el autoabastecimiento energético desde el año 2011 hasta el presente. Figura 7. Registro histórico de la producción argentina de gas natural (2001‐2013)

Fuente: Secretaría de Energía de la Nación (SEN)

Resulta conveniente indagar en las causas de la

declinación en la producción de gas natural ya que, de lo contrario, un pensamiento simplista podría plantear como política incrementar la producción de hidrocarburos. El gas natural, así como el petróleo,

son recursos energéticos no renovables; ello implica que su explotación y ritmo de producción están limitados por la disposición efectiva de reservas probadas en condiciones de ser explotadas. Esto quiere decir que, para que el país pueda producir, debe disponer de reservas probadas y explotables en lo inmediato. La magnitud de esas reservas, dentro de ciertos límites, determina el nivel de producción. Figura 8. Registro histórico de la producción argentina de gas natural (1913‐2013)

Fuente: Instituto Argentino de Petróleo y Gas (SEN)

Como se acaba de ver, durante los últimos años

Argentina ha sufrido una caída de los inventarios de reservas de hidrocarburos probadas. Esto se debe a la disminución de descubrimientos de nuevos



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10

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1980 1990 2000 2010

Gas R/P & R/C

Argentina Gas R/P Argentina Gas R/C

yacimientos, que a su vez causa menor producción, y a la disminución de los rendimientos con que la producción se realiza.

Es particularmente notable la extraordinaria caída de las reservas de gas natural a partir del año 2000. En aquel momento, el país contaba con un inventario de reservas por 754,844 MMm3 de gas natural, que hoy se ha reducido a menos de la mitad. Esto repercute directamente en la relación entre reservas y producción (R/P), es decir, el período durante el cual las reservas probadas alcanzan si la producción se mantiene al ritmo presente bajo el actual nivel de tecnología y los parámetros económicos reinantes. En la actualidad, contamos con un horizonte de tan sólo 6 años; pasado dicho tiempo, las reservas probadas de gas natural se agotarán. Figura 9. Reservas probadas de gas natural vs producción y consumo, respectivamente (1980‐2012)

Fuente: British Petroleum (BP). Statistical Review of World Energy. United Kingdom, London, June 2013.

Indagando en forma más profunda sobre las

causas de esta disminución crónica de las reservas, encontraremos que el país ha relegado las inversiones en exploración en los últimos treinta años, y muy particularmente en los últimos diez años. A su vez, dada esa menor inversión no ha habido nuevos descubrimientos y ésta es la causa de la baja producción.

La magnitud de la inversión exploratoria puede ser inferida razonablemente de la cantidad de pozos exploratorios realizados. En Argentina, la inversión en pozos de exploración terminados en los últimos diez

años representa el 40 % de la que se realizó en las década del 80.

La producción se incrementó en forma significativa durante la década del 90; sin embargo, como esa exploración no estuvo acompañada de inversiones exploratorias, luego de alcanzar un pico en 2004, comenzó su declinación.

En la actualidad, hay tres cuencas principales de gas natural en producción que concentran aproximadamente el 92.0 % de la producción total de gas nacional. Estas son la cuenca Neuquina, que es el yacimiento de producción más importante (54.3 % de la producción total del país); la cuenca Noroeste, que con un 12.5 % de la producción nacional es la cuenca con mayores costos de explotación y producción debido a la necesidad de perforar a mayores profundidades; y la cuenca Austral, que incluye yacimientos en producción en cuencas continentales y marinas en las provincias que alcanza el 25.2 % del total del país.

A modo de conclusión: si el petróleo y el gas natural configuran aproximadamente el 85 % del total de la oferta interna de energía primaria, y ambos están en declinación productiva crónica desde hace varios años; y ello se combina con demandas crecientes en todos los rubros energéticos, entonces es una consecuencia lógica que un país autoabastecido de energía pase a ser fuertemente dependiente del suministro externo.

En 2013 el gobierno nacional emitió una medida a través de la cual las petroleras cobran US$/MMBTU 7.50 por el gas adicional que supere la extracción de 2012. Si bien ese valor representa entre US$ 3 y US$ 5 más de lo que venían recibiendo en el mercado interno, la medida no tuvo grandes efectos. Durante 2013, la producción de gas natural cayó un 5.5 % respecto a la registrada en 2012.

Si no se toman medidas efectivas y contundentes para revertir el proceso vertiginoso en materia energética, la Argentina se verá, en el futuro cercano, en una situación insostenible que afectará el funcionamiento del sector externo y particularmente la balanza de pagos.

Este es el fenómeno al que precisamente se asiste en estos años sin que el problema haya sido claramente abordado por la Secretaría de Energía de la Nación.



En 2013 las importaciones por energía totalizaron MMUS$ 13,000, mientras que el déficit del sector energético se sitúa en MMUS$ 7,082; algo altamente contrastante con el superávit que exhibía el sector hasta el 2009. Incluso, según estimaciones de Montamat & Asoc, se prevé que en 2014 este déficit podría alcanzar los MMUS$ 9,000.

Tómese como referencia el presupuesto nacional 2013 de MMAR$ 629,216 y el PBI de Argentina de MMUS$ 474,900. Las importaciones de energía realizadas durante 2013 llegan a ser realmente significativas, siendo equivalentes al 10 % del presupuesto y a un 2.7 % del PBI nacional. La magnitud de las importaciones de energía llega a ser tal que en 2013 llevaron a reducir el superávit de la balanza comercial a MMUS$ 9,024, la cifra más baja registrada desde 2001 tanto en términos absolutos como en relación al PBI (2%).

Mientras la producción local decae y el consumo aumenta, la diferencia es cubierta por importaciones desde Bolivia y cargamentos de Liquid Natural Gas (LNG). El costo del gas importado lo paga la empresa estatal Energía Argentina S.A. (ENARSA), aunque a un precio mucho más alto al que lo ofrece a los consumidores finales. Lo mismo ocurre con el fueloil y el gasoil que importa la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrica S.A. (CAMMESA) para generar electricidad, cuyo precio de importación no se traslada al precio mayorista de la electricidad sino que es subsidiado por esta.

Los subsidios al sector energético impartidos por el estado insumieron en 2013 el monto de MMUS$ 15,000, lo cual representa aproximadamente el 60 % del total de los subsidios implementados cercanos a

MMAR$ 120,000. Es importante notar que dichos subsidios son pagados por la totalidad de los contribuyentes a través de los impuestos y de la inflación actual, consuman o no el servicio.

En base a datos que surgen de un informe que elaboró el Gobierno en Noviembre último para preparar el terreno a la ya anunciada quita de subsidios, si el Gobierno decidiera quitar de raíz todos los subsidios a la luz, los usuarios residenciales argentinos pagarían por la electricidad US$ 118 menos que los chilenos, casi US$ 98 menos que los uruguayos y US$ 70 menos que los brasileños, según publicó el diario El Cronista. Si se eliminaran los subsidios al gas residencial, los argentinos deberían pagar por él unos US$ 172 menos que los uruguayos, US$ 98 menos que los chilenos y 90 dólares menos que los brasileños. Si bien los datos son de cuando el dólar todavía rondaba los AR$/US$ 6, el diario El Cronista actualizó los valores al tipo de cambio actual. La aceleración de la devaluación hasta los AR$ 7,88 por dólar abarató todavía más el precio de la energía en dólares para los usuarios, a la vez que la encareció para el Estado, que paga el combustible importado. Es por ello que, en la situación actual, los subsidios a la energía impartidos en forma indiscriminada no parece ser una política acertada. Esta medida causa un gran problema de desequilibrio fiscal en las cuentas del Estado, así como una situación no favorable para las inversiones en el desarrollo de la industria extractiva de hidrocarburos.

En Abril de 2014 el Gobierno comenzó con la quita parcial de subsidios y la actualización de las tarifas pagadas en boca de pozo, lo cual constituye una medida favorable al sector del upstream.

CONSUMO El consumo energético de gas ha ido cobrando

cada vez mayor importancia en el suministro energético argentino. A mediados del siglo XX el núcleo de la matriz energética argentina lo constituía el petróleo. Pero durante las décadas de los 80 y 90 se produjo un viraje en donde el gas natural se consolidó como la fuente de poco más de la mitad de la energía demandada por el país. Como resultado de estos cambios sumado a la caída tanto en la producción como en las reservas de éste recurso, actualmente la Argentina afronta una seria situación en materia de abastecimiento energético.

Durante el período 2000‐2012, el consumo de gas natural registró un incremento del 33.0 %, partiendo de 31.2 Bm3 y llegando así finalmente a la suma de 41.5 Bm3, siendo los sectores de consumo residencial y las centrales eléctricas las áreas con mayor aumento. De estos 10.3 Bm3 de carga adicional en el consumo de gas natural, el sector residencial aportó 3.1 Bm3, las centrales eléctricas 3.5 Bm3 y el sector industrial/comercial unos 1.7 Bm3. La Tabla A.7.1 del Anexo 7 (Consumo de Gas Natural por Sector en Argentina) resume la tendencia del consumo de gas natural discriminado por sector.



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1965 1975 1985 1995 2005

Gas [MMm

3]

Figura 10. Registro histórico del consumo de gas natural en Argentina (1965‐2012)


Más aún, si se considera que la composición de la

matriz energética del país prácticamente no ha cambiado durante la última década, el 33.0 % de incremento en el consumo de gas natural es fácilmente extrapolable para decir que el consumo energético total del país ha aumentado en un tercio sobre el mismo período. Esto muestra que el aumento en el consumo no se produjo por simple ampliación geométrica causado por el incremento demográfico, sino que se traduce fundamentalmente un mayor consumo energético per cápita.

Figura 11. Registro histórico del consumo de gas natural en Argentina (1999‐2012)

Fuente: Ente Nacional Regulador del Gas (ENARGAS)

A pesar de ello, existe una crítica al respecto de este incremento en el consumo ‐especialmente de gas natural‐ ya que las políticas de subsidios indiscriminados aplicadas por el Estado Nacional durante los últimos años ha colaborado en un aumento del consumo energético que no se refleja precisamente en el desarrollo económico del país o la generación de riqueza, sino que corresponde a la utilización despreocupada de esta energía de bajo costo por parte del sector privado.

Una buena manera de procesar estos datos y tomar magnitud de la evolución de estos parámetros es plantear la comparación de lo ocurrido en Argentina respecto del mundo y, más precisamente, de los demás países sudamericanos. La Tabla 12 resume la evolución de las reservas probadas, producción y consumo de gas natural para las distintas regiones geográficas del mundo, mientras que la Tabla 13 hace lo propio entre los principales países ‐en relación a estas variables‐ de América del Sur y Central.

A lo largo y ancho del mundo, la tendencia ha

sido, naturalmente, a la expansión del consumo y la producción, aumentando estos en torno al 33 %. Lo que también ha ocurrido es el aumento de las reservas probadas, es decir, aquellas acumulaciones de gas natural conocidas en condiciones de viabilidad técnica y comercial. En este marco, América del Sur ha crecido por sobre estas tasas en materia de gas natural, con un crecimiento del consumo de 63 %, lo cual lo acompañó con un semejante aumento de la productividad.

Tabla 11. Evolución de reservas probadas, producción y consumo de gas natural durante el período 2002‐2012 discriminados por región mundial

R P C

América del Norte 46.8 % 17.4 % 14.9 %


8.9 % 64.3 % 62.9 %

Europa y Eurasia 38.9 % 7.1 % 6.1 %

Medio Oriente 12.2 % 121.8 % 89.2 %

Asia‐Pacífico 18.8 % 63.1 % 92.7 %

África 5.4 % 56.4 % 76.4 %

Total 20.9 % 33.3 % 31.4 %


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45,000,000

99 01 03 05 07 09 11

Gas

[Mm

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Residencial Industria

Centrales Eléctricas GNC

Industrial/Comercial



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00010203040506070809101112

Gas [Mm

3]

Al hacer foco en la Argentina, el panorama en la evolución de estos parámetros es algo distinto. Si bien el consumo de gas natural se incrementó notoriamente ‐56 %‐, incluso lo hizo por debajo de la media sudamericana. A pesar de este detalle, el problema reside en las reservas probadas y la producción, ambas con evolución negativa, algo que no acompaña casi ningún país de la región. Es aquí donde realmente reside el error de la Argentina que la llevó a la pérdida del autoabastecimiento energético.

Tabla 12. Evolución de reservas probadas, producción y consumo de gas natural durante el período 2002‐2012 discriminados por país sudamericano

R P C

Argentina ‐51.8 % ‐8.1 % 56.3 %

Bolivia ‐61.0 % 281.1 % ‐

Brasil 87.8 % 88.3 % 106.8 %

Chile ‐ ‐ ‐18.4 %

Colombia 28.9 % 92.2 % 60.0 %

Ecuador ‐ ‐ 354.6 %

Perú 45.6 % 2812 % 1595 %

Trinidad y Tobago ‐36.3 % 119.2 % 80.9 %

Venezuela 33.0 % 15.4 % 23.0 %

Total 8.9 % 64.3 % 62.9 %


EXPORTACIÓN / IMPORTACIÓN

En cuanto a la balanza comercial que mantiene la Argentina respecto del gas natural, puede decirse que a comienzos de siglo se encontraba en una situación de completo autoabastecimiento, junto con un excedente del recurso que era volcado en su exportación. Hacia el año 2002, la Argentina contaba con una capacidad de exportación de 5.8 Bm3 de gas natural, lo cual en comparación con el consumo de 28.0 Bm3 para el mismo año, se traduce en que el país contaba con una producción excedente de gas del 20.7 %.

A lo largo de la última década la evolución del balance fue cambiando hasta alcanzarse la situación actual en donde ya no sólo cesó la exportación de este recurso, sino que se hizo necesario comenzar su importación. Entre los factores que indujeron a esta situación se encuentra el notable aumento en el consumo, así como la simultánea caída de la producción local.

El valor de las importaciones de gas natural pasó a su vez de MMUS$ 3.1 en 2006 a MMUS$ 2,032.3 en 2012. No sólo se incrementó el volumen de gas natural importado, sino que se pagó un precio mayor por él, especialmente a partir de 2009 al incluir una cuantía importante de LNG importado.

En principio, la importación comenzó a realizarse desde Bolivia; en 2002 el caudal importado era de 0.99 Mm3, y ya en 2012 esta cifra superó los 4.86 Mm3. Conforme la crisis se comenzó a profundizar lo suficiente, se hizo necesario también

importar Gas Natural Licuado (LNG). La importación de LNG surgió en 2008 como una medida transitoria que incluía la compra de 8 cargamentos de este insumo. Sin embargo, este tipo de importación no cesó y se espera que para el 2014 sean 100 los cargamentos requeridos. Esto implicaría un giro de divisas al exterior no inferior a MMUS$ 4,500 sólo en concepto de LNG. Figura 12. Registro histórico de las exportaciones/ importaciones de gas natural en Argentina (2000‐2012)

Fuente: Instituto Argentino del Petróleo y del Gas (IAPG)

El origen de los proveedores del LNG es una

suerte de lotería. Son colocaciones de oportunidad, compras que se realizan en el mercado spot al contado. No hay una constante en cuanto al origen. En 2012, según la consultora Abeceb, Trinidad y



Tobago proveyó el 52 % del LNG, seguido por Qatar con el 27 %, Nigeria con el 4 % y Egipto con el 4 %.

Si se asume un valor promedio de US$ 15.7 por MMBTU de gas natural licuado (LNG), la pérdida en materia de exportaciones que sufrió el país en 2012 respecto del año 2000 es de MMUS$ 2,628 ‐según ENARSA, 1 MMBTU es igual a 27.096 m3 de gas natural‐. Paralelamente, si se hace foco en la cuantía de gas que actualmente se importa, asumiendo un valor promedio de US$/MMBTU 10.5 para el gas proveniente de Bolivia y un valor promedio de US$/MMBTU 15.7 para el LNG importado, el costo en la importación de este recurso en 2012 alcanzó los MMUS$ 4,576. Al sumar ambas cantidades se totaliza MMUS$ 7,204. Para tomar dimensión de cuánto

representa esta suma, basta compararlo con el presupuesto del Estado Nacional para el año 2012, el cual fue de MMAR$ 505,130 (cotización dólar AR$ 4.40). Por tanto, las pérdidas monetarias producto de la evolución negativa de la balanza comercial en materia de gas representaría un 6.3 % del presupuesto del Estado Nacional.

Actualmente, según la Secretaría de Energía de la Nación, en el año 2012 la suma de importaciones de gas natural fue de 9.5 Bm3. Esto equivale al 22.9 % del gas consumido para el mismo año. Es decir, sólo en importación de gas natural la Argentina se encuentra con un déficit en el abastecimiento de su matriz energética de aproximadamente el 12 %.

Tabla 13. Registro histórico de exportación/importación de gas natural en Argentina (2000‐2012)

Exportación [Mm3] Importación [Mm3]

Bolivia LNG Total Gas Importado

2000 4,642,703 ‐ ‐ ‐

2001 6,051,465 ‐ ‐ ‐

2002 5,846,338 ‐ ‐ ‐

2003 6,460,540 ‐ ‐ ‐

2004 7,348,146 794,790 ‐ 794,790

2005 6,600,108 1,734,946 ‐ 1,734,946

2006 6,300,250 1,670,288 ‐ 1,670,288

2007 2,662,269 1,756,949 ‐ 1,756,949

2008 1,010,304 959,881 488,649 1,448,530

2009 884,383 1,767,557 904,969 2,672,526

2010 465,690 1,845,372 1,766,891 3,612,263

2011 200,176 2,828,580 4,081,205 6,909,785

2012 106,887 4,855,377 4,650,750 9,506,127




4.2. PETRÓLEO

RESERVAS Y RECURSOS

La tendencia descendente en las reservas de gas natural encuentra un comportamiento correspondiente ‐aunque algo más tenue‐ en la segunda fuente energética del país: el petróleo. En el período 2002‐2012, las reservas probadas de petróleo cayeron un 16.5 %. Mientras tanto, para el período 2007‐2012, las reservas probables y posibles lo hicieron en un 17.2 % y 34.3 %, respectivamente.

Todas las cuencas fueron afectadas por esta

tendencia, especialmente la cuenca más importante del país; la cuenca Neuquina sufrió un descenso del 54.7 % a lo largo de la última década, al punto que perdió su dominio como la principal cuenca petrolera que abastecía al país. La excepción fue la cuenca del Golfo de San Jorge; ésta aumento considerablemente sus reservas constituyéndose así en el principal reservorio de petróleo de la Argentina. La Tabla A.3.2 del Anexo 3 (Registro de Reservas Probadas por Cuenca en Argentina) resume la evolución de las reservas probadas en cada una de las principales cuencas petrolíferas del país.

Figura 13. Reservas probadas de petróleo en Argentina (1999‐2012)


La caída en las reservas probadas se ve también

acompañada por las tendencias registradas entre las reservas probables y reservas posibles. Estas últimas dos sufrieron una disminución durante el período 2006‐2011 del 39.5% y 38.2 %, respectivamente. Según la empresa petrolera British Petroleum, la situación actual de las reservas probadas respecto de la producción de petróleo arroja que sólo restan reservas para mantener durante 11 años la producción actual (R/P = 10.9).

Tabla 14. Registro histórico de reservas y recursos de petróleo en Argentina (2004‐2012) [Mm3]

Reservas Recursos

Probadas Probables Posibles

2004 396,004 158,408 ‐ ‐

2005 349,097 153,325 ‐ ‐ 2006 411,262 148,664 219,430 28,403 2007 415,914 150,140 140,868 48,442 2008 400,698 131,644 110,787 185,588 2009 399,297 136,128 116,190 90,112 2010 401,308 138,162 114,191 85,372 2011 393,996 131,534 101,185 73,986 2012 374,289 124,249 92,527 82,527

Fuente: Secretaría de Energía de la Nación Argentina

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Petróleo [Mm

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1910 1930 1950 1970 1990 2010

Petróelo [Mm

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50,000

01 02 03 04 05 06 07 08 09 10 11 12 13

Petróleo [Mm

3]

Si bien en el país queda petróleo aún por descubrir, cierto es que según las estimaciones realizadas por el U.S. Geological Survey, esta cantidad no llega ni siquiera a igualar a las reservas probadas. De forma tal que el horizonte total de reservas y

recursos de petróleo en función del consumo actual se estima en 23 años (R/C = 22.6 años). Naturalmente, este horizonte será notoriamente inferior dado el aumento de consumo proyectado.

Tabla 15. Reservas y recursos de petróleo en Argentina (2012) [Mm3]

Reservas de Gas Recursos Contingentes

Recursos Prospectivos *1 Probadas Probables Posibles

374,289 124,249 92,527 82,527 70,405

Fuente: 1) Secretaría de Energía de la Nación. 2012. Datos hasta final de vida útil. En esta base de datos las reservas no han sido adicionadas tal como establecen las definiciones de la SPE, sino que prevalecen discriminadas. 2) USGS Model for Undiscovered for Conventional Oil, Gas and NGL Resources. Seventh approximation. 2000. Datos actualizados al año 2012 por N. Di Sbroiavacca de la Fundación Bariloche. Este valor sólo incluye recursos prospectivos de petróleo.

PRODUCCIÓN

Las estadísticas de producción argentina en materia de petróleo registran un marcado descenso en los últimos años. En el período 2003‐2013, la producción disminuyó un 26.7 %. Este factor conjugado con el incremento del consumo registrado llevó a la Argentina a prácticamente dejar de exportar este recurso.

La principal cuenca productora del país es la cuenca Neuquina (54.1 % de la producción total del país). Durante el período 2003‐2013 sufrió una caída en la extracción del 36.9 %. Figura 14. Registro histórico de la producción argentina de petróleo (2001‐2013)


Durante la última década, América Latina logró

un incremento notable de la producción de gas y

petróleo ‐sobre todo de gas natural‐. Durante el período 2002‐2012 la producción de petróleo en América del Sur y Central aumentó un 9.1 %. Los principales casos son Brasil que registró un incremento del 43.6 %, Colombia un 63.3 %, Ecuador un 28.1 % y Perú un 13.4 %. La contracara de estos incrementos en los países productores son Argentina y Venezuela, con detrimentos del ‐26.2 % y ‐8.4 % en su producción para el mismo período, respectivamente. Figura 15. Registro histórico de la producción argentina de petróleo (1911‐2013)


El inventario de reservas probadas de petróleo

que en el año 2000 rondaba los 478,407 Mm3, se redujo en un ‐15.7 %. Esta reducción resulta inversa al proceso desarrollado durante la década de los 90 y



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5

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1980 1990 2000 2010

Oil R/P & R/C

Argentina Oil R/P Argentina Oil R/C

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10 000

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35 000

1965 1975 1985 1995 2005

Petróleo [Mm

3]

se acentúa al expresar las reservas probadas en forma relativa a la producción o consumo local (Figura 16). Durante los 90 tanto las reservas probadas como la producción aumentaron, aunque la relación R/P se mantuvo prácticamente constante. Durante la última década la relación aumentó sensiblemente, a pesar de lo cual tanto las reservas probadas como la producción se redujeron. Al observar la curva de relación R/C, durante los 90 el consumo se mantuvo constante mientras las reservas aumentaron, por lo que la relación creció. Sin embargo, durante la última década el consumo se incrementó sustancialmente mientras las reservas cayeron, por lo que la tendencia de esta relación se precipitó abruptamente.

De continuar esta tendencia, el déficit energético se propagará incluso al petróleo crudo. Actualmente el país se encuentra importando algunos derivados como fuel oil, naftas, combustibles especiales. En 2014 se comenzará a importar crudo de petróleo en respuesta a la caída en las reservas y la producción. Esta medida es racional dado que el parque refinador del país aún tiene capacidad de

procesamiento ociosa. Es la primera vez en más de dos décadas que se vuelve a importar petróleo crudo. Figura 16. Reservas probadas de gas natural vs producción y consumo, respectivamente (1980‐2012)


CONSUMO

A lo largo de los últimos años, el consumo de petróleo ha aumentado notoriamente a causa del incremento del número de unidades en el parque automotor. El incremento de consumo de petróleo promedio de América del Sur y Central durante el período 2002‐2012 fue de 30.5 %, mientras que en Argentina éste fue de 55.4 %. Argentina pasó de consumir 20,406 Mm3 en 2002 a 31,705 Mm3 en 2012.

Para Daniel Montamat, ex secretario de Energía y ex titular de YPF, durante los últimos tiempos la demanda energética local ha crecido un poco por encima del Producto Bruto Interno (PBI), cuando en verdad debería expandirse por debajo de éste. La tasa de intensidad energética local es de 1.1 puntos, mientras que la global es de 0.7 ‐La intensidad energética se define como la energía consumida medida en TOE por cada US$ 1,000 de PBI‐. Esto significa que hay mucho por hacer para reducir el consumo en los hogares, edificios, comercios e industrias.

Figura 17. Registro histórico del consumo de petróleo en Argentina (1965‐2012)


Los subsidios en precios y tarifas sostenidos por

el estado nacional han impulsado más el dispendio que el ahorro. Según Montamat, una recomposición gradual de valores acompañada por una tarifa social para los más postergados podría reacomodar los beneficios y costos en favor de una mayor



implementación de tecnologías eficientes. Sobre la base de sus proyecciones, no pasarán menos de 10 años para que el país recupere su autoabastecimiento energético. El déficit llegó para quedarse, por lo que debería operarse tanto por el lado de la eficiencia, disminuyendo la cantidad de energía que requiere cada unidad de producto final, como por el de las importaciones, optimizando los costos de las compras en el exterior.

Para contextualizar la evolución argentina, la Tabla 16 resume la evolución de reservas probadas, producción y consumo para las regiones mundiales; mientras que la Tabla 17 reproduce las mismas variables para los países de la región de América del Sur y Central.

Tabla 16. Evolución de reservas probadas, producción y consumo de petróleo durante el período 2002‐2012 discriminados por región mundial

R P C

América del Norte ‐3.5 % 10.5 % ‐3.2 %


227.3 % 9.1 % 30.5 %

Europa y Eurasia 28.8 % 5.3 % ‐5.2 %

Medio Oriente 8.9 % 28.7 % 53.2 %

Asia‐Pacífico 2.1 % 5.5 % 34.8 %

África 28.3 % 19.0 % 37.2 %

Total 26.3 % 14.9 % 14.3 %


A nivel global, se incrementaron el consumo y la

producción en torno al 15 % en materia de petróleo, a pesar de lo cual las reservas probadas incluso lograron aumentar un 26 %. En este entorno, América

del Sur y Central exhibió un mayor incremento en el consumo ‐30 %‐ y un menor aumento en su producción ‐11 %‐. Cabe destacar que la región aún es autosuficiente y exporta una cantidad neta de petróleo. Sin embargo, la gran diferencia se ha dado en las reservas probadas, aspecto en el cual la región ha aumentado su disponibilidad más de dos veces.

Tabla 17. Evolución de reservas probadas, producción y consumo de petróleo durante el período 2002‐2012 discriminados por país sudamericano

R P C

Argentina ‐12.1 % ‐26.2 % 55.4 %

Bolivia ‐ ‐ ‐

Brasil 56.2 % 43.6 % 38.1 %

Chile ‐ ‐ 67.1 %

Colombia 34.8 % 63.3 % 23.9 %

Ecuador 62.8 % 28.1 % 60.6 %

Perú 30.1 % 13.4 % 45.8 %

Trinidad y Tobago ‐26.2 % ‐24.9 % 30.5 %

Venezuela 284.9 % ‐8.4 % 18.4 %

Total 227.3 % 9.1 % 30.5 %


Al enfocarnos en la Argentina, el aumento del

consumo de petróleo es notable, a pesar de lo cual, la caída de la producción y de las reservas también lo es. Al punto tal de ubicar al país en una situación de frágil autoabastecimiento, incluso con importación de algunos cortes de petróleo. Todos estos países logran satisfacer su consumo interno con producción local, con excepción de Brasil que debe cubrir con importaciones cerca del 15 % de su consumo de petróleo.

EXPORTACIÓN / IMPORTACIÓN

Cabe destacar que hacia el año 2000 la Argentina exportaba un 35.6 % de su producción anual. Actualmente dicha exportación se redujo a sólo la quinta parte de lo que fuera en aquel entonces. En términos de la balanza comercial sobre el petróleo, el país pasó de tener un saldo positivo de 14.2 MMm3 de petróleo en al año 2000 a tan sólo 3.2 MMm3 hacia el año 2012. Si se asume un valor promedio de US$ 100 por barril de petróleo exportado, esto representa una pérdida anual de MMUS$ 6,920.

Si bien el principal insumo energético importado lo constituye el gas, los combustibles líquidos acaparan más de la mitad de las compras realizadas al exterior. Según el especialista Alieto Guadagni, la canasta energética de compras realizadas en 2012 por la Argentina se compone de: 42 % gas, 32 % gas oil, 14 % fuel oil, 4 % energía eléctrica, y el resto son combustibles especiales.



0

2,000,000

4,000,000

6,000,000

8,000,000

10,000,000

12,000,000

14,000,000

16,000,000

18,000,000

00010203040506070809101112

Petróleo[m

3]

Figura 18. Registro histórico de las exportaciones/importaciones de gas natural en Argentina (2000‐2012)


El gas oil se utiliza para abastecer el transporte

como para hacer funcionar las plantas eléctricas de ciclo combinado. En tanto que el fuel oil, un combustible de menor calidad, únicamente se utiliza para esta última finalidad.

El origen de estos combustibles líquidos está muy concentrado, siendo USA el proveedor del 36 % en el caso del gas oil y con un share del 70 % para el

fuel oil. Otros dos importantes proveedores de gas oil son los Países Bajos (26 %) y Rusia (27 %).

La mayor parte de las compras de combustibles al exterior como el gas oil y el fuel oil que realiza CAMMESA tiene por objeto asegurar el funcionamiento de alrededor de veinte centrales térmicas. Es en esa estructura que reposa hoy buena parte de la generación de electricidad que se produce en la Argentina. Aproximadamente el 60 % de la potencia total instalada en el país es de tipo térmico. Tabla 18. Registro histórico de exportación/importación de petróleo en Argentina (2000‐2012)

Exportación [m3] Importación [m3]

2000 15,983,394 1,719,956

2001 16,357,929 1,598,175

2002 15,686,050 590,765

2003 12,295,792 284,877

2004 9,316,029 398,663

2005 8,302,652 262,194

2006 5,641,025 94,590

2007 3,392,000 45,437

2008 2,067,338 6,536

2009 4,365,189 ‐

2010 3,908,249 ‐

2011 3,249,141 ‐

2012 3,456,585 247,866




‐

10.0

20.0

30.0

40.0

50.0

60.0

70.0

80.0

90.0

1965 1975 1985 1995 2005

Energía Primaria[M

Mtoe]

4.3. ENERGÍA PRIMARIA TOTAL

CONSUMO TOTAL DE ENERGÍAS PRIMARIAS

No existen dudas que el desarrollo de un país está hoy estrechamente ligado a la energía con la que pueda contar para desarrollar sus actividades productivas, de transporte y de construcción de infraestructuras, entre otras necesidades de la vida moderna. Pero no sólo hay que considerar la disponibilidad energética presente, sino que para pensar en un desarrollo sostenible, es necesario contar con un horizonte de abastecimiento confiable que tenga en cuenta los incrementos en la demanda de energía que plantea una economía en crecimiento.

Las fuentes de energía se denominan primarias cuando se extraen o capturan de la naturaleza, sea en forma directa, como en el caso de la energía hidráulica, eólica, solar, o después de un proceso de extracción o recolección, como el petróleo, el gas natural, el carbón mineral, etc. Las fuentes energéticas secundarias son las que resultan de la aplicación de alguna tecnología, como sería el caso de la electricidad o las mononaftas. Figura 19. Registro histórico del consumo de otras energías renovables en Argentina (1965‐2012)


Por tal motivo, las energías primarias son las que

construyen la matriz energética de un país, estableciendo las diferentes fuentes energéticas de las que dispone y su incidencia relativa en el total de la oferta.

Tabla 19. Evolución del consumo de energías primarias durante el período 2002‐2012 discriminados por región mundial

Consumo

América del Norte ‐0.6 %

América del Sur y Central 40.1 %

Europa y Eurasia 2.7 %

Medio Oriente 64.1 %

Asia‐Pacífico 80.0 %

África 38.1 %

Total 30.0 %


En Argentina, como es de esperar, el consumo

energético se ha ido incrementando a lo largo de los años, con una tendencia exponencial. Es más, gráficamente puede verse cómo las últimas dos grandes crisis que afectaron al país han repercutido en el consumo de energía, el cual decayó en torno a las crisis de 1989 y 2001.

Tabla 20. Evolución del consumo de energías primarias durante el período 2002‐2012 discriminados por país sudamericano

Consumo

Argentina 44.8 %

Bolivia ‐

Brasil 47.6 %

Chile 41.3 %

Colombia 42.9 %

Ecuador 67.2 %

Perú 83.9 %

Trinidad y Tobago 75.6 %

Venezuela 25.1 %

Total 40.1 %


Resulta interesante observar el incremento en el

consumo energético a nivel global. Mientras que los países desarrollados de América del norte, Europa y Eurasia han mantenido su consumo prácticamente constante, el resto del mundo lo ha incrementado en



torno al 40‐80 %. Esta combinación de fuerzas hace que el consumo energético total de energías primarias en el mundo haya aumentado un 30 %.

Dentro de este contexto, Argentina incrementó su consumo en un formidable 45 %, lo cual comparado con el resto de los países de la región, e

incluso con las regiones no desarrolladas del mundo, pierde notoriedad. Claramente, la Argentina ha logrado un aumento en el consumo que sobrepasa al simple crecimiento demográfico, pero no ha cumplido con la correspondiente mayor generación energética que esto demanda.

MATRIZ ENERGÉTICA

Por matriz energética se entiende a la estructura de abastecimiento energético como resultado de la demanda y la oferta disponibles. Tal como se puede apreciar en la composición de la matriz energética mundial, las fuentes primarias de energía pueden resumirse en: petróleo, carbón, gas, energía hidroeléctrica, energía nuclear y fuentes de energía renovables (biomasa, biocombustibles, energía solar, energía eólica, energía geotermal). Sin embargo, sólo los combustibles fósiles cubren el 87 % de nuestra demanda energética. Más aún, los hidrocarburos constituyen el 57 % de ésta matriz energética. Aquí reside la importancia del gas y del petróleo sólo como fuentes energéticas, sin considerar su importancia como materias primas en la síntesis de polímeros y demás productos petroquímicos.

Además de la importancia de los hidrocarburos, no menos destacable resulta el papel que juega el carbón en el aprovisionamiento energético. El rol del carbón es, principalmente, resultado del uso intensivo que realiza China sobre este recurso. De hecho, el consumo de carbón por parte de China representa el 50.2 % del consumo mundial de este recurso.

En cuanto a la Argentina, un primer golpe de vista permite ver la predominancia de los hidrocarburos frente a las demás fuentes de abastecimiento. La Figura 22 muestra claramente cómo el gas se constituye como el principal proveedor energético del país: el 51.8 % de la matriz energética nacional es alimentada por el mismo. Además, no sólo es la columna vertebral del sistema energético, sino que también es el principal insumo

en la generación de energía eléctrica. En segundo lugar se encuentra el petróleo. Es notable en la Argentina el consumo de carbón resulta despreciable frente a las demás fuentes de aprovisionamiento.

La Argentina ha sido en las últimas décadas un país abastecido energéticamente por hidrocarburos. Sin embargo, la proporción entre el uso del gas natural y del petróleo no siempre ha sido la misma. La Figura 17 muestra la evolución histórica de la matriz energética argentina durante el período 1970‐2010.

A comienzos de 1970, el país contaba con un fuerte aprovisionamiento por parte del petróleo. Para 1980, el consumo energético se había más que duplicado, pero aún así la principal fuente de energía continuaba siendo el petróleo. También comenzó a haber un considerable aporte por parte de la energía hidroeléctrica y la energía nuclear. En 1970 las energías hidráulica y nuclear prácticamente no registraban aporte alguno. Con las obras hidroeléctricas emprendidas entre las décadas de los 70 y 80, como el Chocón, la empresa binacional Salto Grande y la puesta en marcha de Yacyretá y el desarrollo simultáneo del sector nuclear, el cual ponía en funcionamiento las centrales Atucha I y Embalse Río Tercero, actualmente, cerca del 8 % de la matriz energética argentina se alimenta de estas fuentes. Aunque su aporte a la oferta energética global tiene carácter aún no tan preponderante, su participación ‐como se verá más adelante‐, cuando se analiza el sector eléctrico, adquiere otra relevancia.



Figura 20. Composición de la Matriz Energética Argentina (2012)


Figura 21. Composición de la Matriz Energética Mundial (2012)


Varias son las razones que explican la evolución histórica hacia ésta configuración. El descubrimiento del yacimiento Loma La Lata en Neuquén durante la década del 70 impulsó al sector y provocó el cambio radical en la matriz energética nacional. Conjuntamente con el notable aumento de la capacidad de transporte, gracias a las inversiones en los gasoductos Centro‐Oeste (1981), el gasoducto Neuquén‐Buenos Aires Neuba II (1988) y la ampliación del gasoducto Norte (1988), se potenció la oferta de gas natural a los mercados concentrados en el Litoral y se modificaron los precios relativos de la energía en favor del gas. El gas natural presentó, en función de los precios de venta, ventajas económicas importantes con respecto a los demás combustibles.

El giro drástico que convirtió al gas natural en el componente clave de abastecimiento energético se produjo durante las décadas de los 80 y 90. Este proceso en el que el gas natural fue supliendo al petróleo como fuente de energía fue el producto de una política de fuertes incentivos que indujo una progresiva inclusión del gas natural, transformando a la Argentina en uno de los países en el mundo de mayor penetración de gas natural en su economía.

Las relativamente abundantes reservas de hidrocarburos junto con las políticas sostenidas de promoción lograron que hacia finales de la década de los 80, la Argentina fuera autosuficiente en materia

energética. La cadena productiva completa de la actividad se desarrollaba a nivel nacional, desde la producción de hidrocarburos en yacimientos hasta su venta a los consumidores finales.

Pero tal condición de autosuficiencia hoy se ha perdido, llevando a la Argentina a convertirse en un país importador de energía, carente de reservas propias, dependiente de suministradores externos con actividades de producción que no se realizan en su propio territorio.

La pérdida de ventaja competitiva se vincula con el abandono del rol del central del Estado en la planificación estratégica del sector energético a partir de la década de los 90. Allí comenzó a gestarse un retroceso, con la privatización de grandes empresas estatales de energía como principio rector. La crisis se profundizó durante la última década a punto de revertir la situación óptima alcanzada en los 80.

Tras las privatizaciones perpetradas se configuró

un complejo energético compuesto por empresas privadas, las cuales pueden agruparse en: productoras de hidrocarburos, transportadoras, refinadoras, comercializadoras de derivados, generadoras eléctricas, transportistas de electricidad, distribuidoras eléctricas, transportistas de gas natural y distribuidoras de gas.



Figura 22. Evolución de la Matriz Energética Argentina (1970‐2010)


En lo que respecta al gas, las privatizaciones

implican la sustitución de la empresa Gas del Estado ‐hasta entonces una empresa nacional integrada de transporte y distribución que abastecía a todo el territorio nacional‐ por ocho empresas de

distribución regionales y dos empresas de transporte por gasoductos troncales (TGS y TGN) en 1992.

Las grandes reservas probadas de gas natural

con que contaba la Argentina como resultado de los descubrimientos de campos gigantes de gas seco y de



gas condensado (Loma la Lata, Ramos, Austral) llevados a cabo mayoritariamente por YPF en las décadas del 70 y del 80, comenzaron a ser explotadas en forma intensiva. La ausencia del Estado en la planificación estratégica incentivó a las empresas privadas a realizar un uso intensivo del gas natural, esta incluyó además una fuerte promoción de las exportaciones a Chile, Brasil y Uruguay que el gobierno argentino promovió y autorizó entre 1995 y 2004. Según la Auditoría General de la Nación Argentina (AGN) *1, las empresas privadas han explotado de manera intensiva el gas natural, a precios promocionados y sin contrapartida de inversión para incorporar nuevas reservas, mientras el Estado nacional desempeñó un rol pasivo.

Además, el consumo de gas se intensificó en el sector eléctrico, sobre todo tras la adopción de tecnología de generación mediante ciclos combinados. Esta tecnología de bajos costos de instalación y alta eficiencia llevó a que las industrias y el parque térmico de generación eléctrica adoptasen al gas como su combustible de preferencia, aprovechando en forma simultánea los precios regulados de este insumo energético en el mercado interno, muy inferiores a los precios internacionales.

La disminución crónica de la producción y de las reservas de gas natural y petróleo muestran una situación actual crítica, sin que se avizore la explotación de nuevos recursos. En materia de hidroelectricidad sólo existe un anuncio con respecto a las empresas sobre el río Santa Cruz, que ‐si la financiación estuviera presente‐ podrían estar en condiciones de producir recién en la próxima década.

En cuanto a la represa de Yacyretá, desde fines de los 90 a hoy sólo ha ampliado moderadamente su producción hidroeléctrica.

Una central importante de combustible

tradicional se construye en Río Turbio, pero el proyecto exige un crecimiento, todavía poco probable, de la producción de carbón mineral en el yacimiento de dicha localidad del sur argentino.

Atucha II, la nueva central nuclear, sigue esperando para su puesta en marcha en operaciones y debieron postergarse los proyectos de extensión de vida útil de las dos existentes (Atucha I y Embalse de Río Tercero). El reinicio de la construcción de la central nuclear Atucha II ha reactivado la interrupción que sufrió el Plan Nuclear durante la década de los 90. La finalización de esta central, la extensión de vida de la central nuclear Embalse en Río Tercero, sumadas a la planificación de otra central nuclear, resulta ampliamente positivo por la contribución de energía eléctrica de base no contaminante.

Las nuevas energías alternativas, como la eólica y la solar, pueden caracterizarse por su escaso aporte, como explotaciones experimentales con costos inciertos.

Los nuevos reservorios de shale gas y shale oil podrían augurar un cambio en el largo plazo, puesto que la búsqueda de nuevas fuentes tradicionales en cuencas no debidamente explotadas como la del Mar Argentino tendría resultados inciertos. También queda mucho por analizar al respecto de la potencialidad de los biocombustibles en la Argentina.

GENERACIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA

En 2012, la potencia nominal instalada en generación eléctrica en el país totaliza 30,414 MW, sin contar la potencia en los autogeneradores. En la década de los 90 se pusieron en marcha 10,000 MW de potencia. Durante los últimos diez años se instaló la mitad de la generación eléctrica (5,560 MW), siendo todo lo agregado del tipo térmico, es decir, con consumo de combustibles fósiles; ninguna planta de generación fue hidroeléctrica. Esto agudiza el déficit en materia de combustibles hidrocarburíferos.

De acuerdo con lo informado por CAMMESA en

2011 (Figura 23), el 60.7 % de la generación eléctrica proviene de la generación térmica. Particularmente, el 42 % corresponde al gas natural, el 16.7 % a los combustibles líquidos y el 2 % al carbón. Luego se destaca la generación hidráulica que representa alrededor de un tercio de la matriz (32.5 %) y la participación nuclear de 4.9 %. El restante 2 % corresponde a la energía eléctrica importada.



Figura 23. Composición de la matriz de generación eléctrica argentina en 2011

Fuente: Companía Administradora del Mercado Eléctrico Mayorista (CAMMESA)

La composición de la oferta de electricidad se

encuentra condicionada por una serie de factores, entre los cuales se destaca el crecimiento de la demanda, la cual aumentó marcadamente a lo largo de la última década. Esta situación impulsó al estado nacional a tomar una serie de iniciativas para asegurar el abastecimiento eléctrico que permita sostener en el tiempo el aumento de la actividad productiva. A partir de dicha situación fue necesario implementar un plan de contingencia que permitiera respaldar el incremento de la oferta de electricidad en el corto plazo (mayormente parque térmico). Es por ello que en la composición del parque generador por fuentes, la generación térmica presenta una mayor preponderancia con un 60 % de la potencia instalada total del país. Esta situación es resultado de un proceso en el cual el grueso de las inversiones realizadas para aumentar la potencia instalada fue realizado en instalaciones termoeléctricas.

La alta concentración del parque térmico sobre el total se ve intensificada en el caso del gas natural. Un alto porcentaje del parque térmico de generación eléctrica consume gas como combustible prioritario. Esta participación deviene en una desventaja ante la ocurrencia de bajas temperaturas, cuando aumenta notablemente la demanda de gas, y como el consumo residencial es no interrumpible, las máquinas pasan a

quemar otro combustible alternativo con el incremento de costo y los problemas de logística consecuente.

Como se indicó, la participación del sector hidráulico es de gran relevancia y puede llegar a valores superiores en años de alta hidraulicidad. Además, existe un potencial aumento del aporte de este sector con nuevos proyectos, aunque por la inversión y las distintas etapas que deben completar pueden tardar en aportar a la matriz eléctrica nacional. Algunos de los proyectos son: Chichiuido I (Río Neuquén), Presidente Néstor Kirchner y Gobernador Jorge Cepernic (Río Santa Cruz), Los Blancos I y Los Blancos II (Río Tunuyán) y los proyectos binacionales Garabí y Panambí (Río Uruguay).

Más allá de estos avances, hoy claramente la disponibilidad de gas natural constituye la variable más relevante que afecta tanto la operatoria del sistema en lo que respecta a costos como a riesgos de abastecimiento. Es por ello que se han realizado estudios vinculados a potencialidad futura de los hidrocarburos de reservorios no‐Convencionales. Los resultados preliminares que los mismos plantean, marcan la capacidad de transformar el panorama energético argentino en las próximas décadas.



RECURSOS ENERGÉTICOS NO CONVENCIONALES

5.1. INICIOS DEL SHALE

Como consecuencia de la declinación de las

reservas de petróleo y gas convencionales en USA, comenzaron a ponerse en marcha proyectos de investigación para poder explotar en forma técnica y económicamente viable a los inmensos reservorios de hidrocarburos shale. En la década de los 70, el U.S. Department of Energy (U.S. DOE) inició una seria de estudios denominado Shale Gas Project para la caracterización geológica de los potenciales reservorios de hidrocarburos no‐Convencionales, así como los estudios de ingeniería enfocados al desarrollo de los tratamientos de estimulación. En la década de los 80 se inicia la producción económica del primer reservorio no convencional en USA: Barnett Shale. Más allá de esto, el boom del shale en el mundo es relativamente reciente a partir del desarrollo de este tipo de yacimientos con pozos horizontales y los avances en la tecnología de las fracturas hidráulicas masivas.

El shale es la formación rocosa más abundante sobre la Tierra. Sirve como medio para la migración de los hidrocarburos dentro de reservorios permeables y actúan como sello para atrapar gas y petróleo en sedimentos subyacentes. Hasta tiempos recientes, la industria se refería a ellas como una molestia a ser tolerada mientras se perforaba para alcanzar los reservorios de piedra arenisca y la piedra caliza. Pero los geólogos e ingenieros comenzaron a enfocarse sobre un tipo específico de shale ‐orgánicamente rico‐ con una nueva apreciación. Si estos yacimientos son formados con las características apropiadas, el shale orgánicamente rico tiene el potencial no sólo de servir como una fuente de hidrocarburos, sino también como reservorios productivos de estos recursos.

El shale gas es parte de las fuentes consideradas hasta ahora como no convencionales. La USGS describe al gas convencional como una fuente de gas natural proveniente de campos o piletas localizadas en trampas estratigráficas. En contraste, el gas no convencional se encuentra alojado en acumulaciones

con grandes dimensiones espaciales y límites indistinguibles con mayor o menor dependencia de la columna de agua.

Para facilitar la distinción, un pozo de gas convencional es perforado y el gas fluye en cantidades comerciales. Para el gas no convencional, la perforación no es suficiente para generar caudales comercialmente viables. Alguna otra estimulación artificial y un proceso de recuperación especial son requeridos.

Dos tecnologías clave son especialmente relevantes para la explotación del shale gas. Estas son la perforación horizontal y el fracking hidráulico, donde agua, arena y aditivos químicos son inyectados dentro de la perforación horizontal para fracturar la roca shale y liberar al gas. Ninguna de estas tecnologías es nueva. La perforación horizontal surgió en la década de 1930 y el primer pozo fue fracturado en USA en 1947.

El resultado de estos desarrollos fue que en el año 1997 se realiza la primera fractura hidráulica que combina la técnica del fracking (inyección de agua a presión, arenas y aditivos) conjuntamente con la perforación de pozos horizontales que permiten la mejor explotación de las formaciones shale; así es como se dio inicio a la era del shale en el mundo. El catalizador para el reciente boom en las exploraciones de shale es el Barnett Shale en el centro de Texas, USA. Llevó años de experimentación antes que el complejo fuera económicamente viable. Las tecnologías de perforación horizontal y la fractura hidráulica fueron desarrolladas y aplicadas en el momento correcto que posibilitó ésta gran repercusión.

Producir cantidades comerciales de gas natural a

partir de rocas shale orgánicamente ricas era poco común hace una década atrás. Sin embargo, las exitosas experiencias en el yacimiento Barnett Shale, han lanzado una nueva visión sobre estos

Capítulo 5



Recursos Prospectivos Convencionales

Recursos Prospectivos no‐Convencionales

Oil

Recursos Prospectivos Convencionales

Recursos Prospectivos no-Convencionales

Gas

yacimientos. Las técnicas aplicadas allí fueron replicadas en otras bases de América del Norte donde las condiciones resultaron favorables para la extracción de gas natural a partir de este tipo de rocas. El éxito en la producción de gas natural a partir de shale pronto fue seguido en numerosas localizaciones en USA y Canadá, generando un interés de exploración a escala global tan pronto como las compañías intentaron replicar este éxito.

En Argentina, el análisis de las rocas

generadoras como reservorio no convencional fue iniciado por YPF en 2007. A partir de Junio de 2010 ha

quedado oficialmente inaugurada la era de los hidrocarburos no‐Convencionales, luego de que la empresa Repsol‐YPF realizara la primera perforación de shale en el yacimiento Loma La Lata. A pesar de ello, el conocimiento de este recurso data de las décadas de los 60 y 70, cuando YPF descubre los yacimientos de Puesto Hernández y Loma La Lata y perfora a las formaciones Vaca Muerta y Los Molles ‐ambas con grandes cantidades de hidrocarburos no‐Convencionales‐. Sin embargo, en aquellas épocas, ni la tecnología ni los precios de los hidrocarburos hacían a su explotación factible.

Figura 24. Comparación de recursos prospectivos convencionales vs no‐convencionales en Argentina

Fuente: 1) Secretaría de Energía de la Nación. 2012. Datos hasta final de vida útil. En esta base de datos las reservas no han sido adicionadas tal como establecen las definiciones de la SPE, sino que prevalecen discriminadas 2) U.S. Energy Information Administration (EIA. Technically Recoverable Shale Oil and Shale Gas Resources: An Assessment of 137 Shale Formations in 41 Countries Outside the United States. United States, June 2013.

Alineándose con el nuevo escenario, en Abril de

2011 la U.S. Energy Information Administration (U.S. EIA) publica por vez primera una evaluación preliminar de recursos prospectivos de shale gas en regiones fuera del territorio de USA. En tal informe ya la Argentina figuraba como poseedora de una de las cuantías de shale gas técnicamente recuperables más importante del mundo. El informe fue actualizado en

Junio de 2013, incluyendo nuevas regiones a lo largo del globo, e incluyendo información acerca de los recursos de shale gas y shale oil. Este último informe ratifica a la Argentina como uno de los países con mayor posesión de recursos prospectivos técnicamente recuperables de shale gas, además de reportar una importante cantidad de recursos de shale oil.

437 MMm3 (8 %)

4,293 MMm3 (92 %)

1,059 Bm3

(4 %)

22,690 Bm3 (96 %)



Según el último informe presentado por la U.S. EIA, la Argentina poseería un total de 802 TCF (21,654 Bm3) de recursos prospectivos de shale gas, además de 27,000 MMbbl (4,293 MMm3) de shale oil. Estas reservas prospectivas representan 68 y 11 veces las reservas convencionales probadas de gas natural y petróleo, respectivamente; estas últimas estimadas en 316 Bm3 de gas natural y 374 MMm3 de petróleo (SEN, Diciembre 2012) *3.

Sin embargo, cifras tan abrumadoras deben

compararse con algo concreto para poder incorporarlas. En la cuenca Neuquina, el yacimiento convencional gigante de gas natural Loma La Lata, contaba con reservas iniciales de poco menos de 10 TCF (283 Bm3). Fue este yacimiento descubierto en 1977 el que dio lugar a la transformación energética de la matriz argentina, al punto que en los años 90 se hicieron fuertes inversiones para gasificar a las centrales de generación térmica y se decidió comenzar a reconvertir el parque vehicular. Pues entonces, 802 TCF (22,710 Bm3) es una cifra que excita a la imaginación.

A pesar de ello, la estimación realizada sobre las

formaciones no convencionales por la U.S. EIA implica recursos prospectivos, lo cual puede considerarse

como recursos técnicamente recuperables. Pero no todos los recursos prospectivos constituirán reservas probadas al corto plazo. La estimación de los primeros se asemeja a lo que se denomina volumen in situ, que es todo lo que se supone que hay del recurso, aunque pertenece a acumulaciones no conocidas; en cambio, por reservas probadas se entiende lo que técnica y económicamente se puede obtener en las condiciones del momento de la estimación desde acumulaciones conocidas.

De esta forma, la clave para que un recurso pase a constituir una reserva es determinada por el costo de extracción, que a su vez depende de la tecnología y los precios internacionales y locales. En las formaciones de USA ‐el país con mayor experiencia en la extracción de hidrocarburos de shale‐ la evidencia empírica muestra que la tasa de conversión actual entre los recursos no desarrollados y las reservas probadas es de 12‐15 %. Suponiendo condiciones similares en la economía local significa que se estaría hablando de reservas de gas superiores a 100 TCF (2,831 Bm3), una cifra que igualmente prevalece siendo alta, una Argentina con el gas de 10 Loma La Lata. Claro está que camino mediante, hace falta inversiones y tecnología.

LA REVOLUCIÓN DEL SHALE GAS EN USA “Shale Gas Revolution” es la denominación que

se empleo para referirse a un fenómeno que se manifestó en la provisión de gas natural en términos domésticos dentro de USA.

La producción de gas natural a partir del shale en USA pasó de menos del 1 % en el año 2000 a más del 20 % para el año 2010. Recuérdese que USA es el mayor productor mundial en este recurso, con el 20.4 % de la producción mundial. No sólo eso, sino que la U.S. EIA proyecta que hacia el año 2035, el 46 % de su producción será provista por este tipo de yacimientos no convencionales.

Los desarrollos de shale gas en USA han tenido un impacto significativo en los mercados globales, generando una sobreoferta de LNG y relajando la presión en los precios del gas. El incremento en el abastecimiento llevó a una significativa caída en los precios del gas natural dentro de USA. En 2010, los

precios en Henry Hub ‐el mayor mercado para el gas natural en USA‐ fueron inferiores a 5.00 US$/MMBTU por segundo año consecutivo a pesar del hecho que ese mismo año, el consumo de gas natural fue de 24.1 TCF, constituyendo el máximo histórico hasta el momento. En 2011, según la U.S. EIA, el precio promedio del gas en pozo fue de 3.95 US$/MCF, y a comienzos de 2012 este precio fue de US$ 2.46.

Sólo cinco años atrás, la expectativa era que la producción local de gas natural en USA caería, conduciendo a un brusco ascenso de las importaciones. Esto motivó considerables inversiones en instalaciones de regasificación de LNG. Hacia el año 2009, esta capacidad era de 4.5 TCF, el 75 % de la cual fue instalada a partir del 2005. En este mismo sentido, en 2011 el 90 % de esta capacidad se encontró ociosa y las importaciones de gas natural por gasoducto se encontraron en su punto más bajo desde 1999.

*3 Secretaría de Energía de la Nación Argentina (SEN). Estadísticas oficiales. Argentina, Diciembre 2012. Datos hasta final de

vida útil



Todos los signos indican que el futuro de la demanda del gas natural crecerá, ganando una aún más grande participación en la matriz energética global de energía primaria. Los reportes recientes de la IEA titulados Are We Entering a Golden Age of Gas? y Golden Rules for a Golden Age of Gas sugieren que el uso del gas puede crecer en más del 50 % para el 2035.

El shale gas es capaz de proveer cantidades abundantes de gas natural económico. Esto produjo que muchas de las restricciones que presentaba la industria del gas natural, las cuales limitaban su participación en la matriz energética fuera de la Unión Soviética, desaparecieran luego de 1990. Sin embargo, si los bajos precios que se tienen en USA se mantienen, dentro de 5 a 10 años puede presentarse tenerse déficit debido a la disminución de las inversiones en proyectos de gas upstream.

La cuestión que se plantea hoy día es cuánto se

podrán replicar las condiciones que generaron la revolución del shale gas fuera de USA, permitiendo que el recurso se convierta en producción. La Tabla 21 presenta la comparación de condiciones entre USA y Europa Occidental. Estas diferencias sugieren que si bien el shale gas puede comenzar a ganar participación en Europa, su aporte será muy pequeño para los próximos 5 a 10 años. En Europa existe una fuerte oposición en torno a los recursos no convencionales y al uso del fracking para su explotación. Dentro de la Unión Europea en general, existe cierto consenso en la existencia de muchos vacíos serios en la regulación ambiental respecto a los

no convencionales. Un reporte principal elaborado en 2011 por el European Parliament concluye que debido al riesgo para el medio ambiente y la salud humana se requiere una nueva directiva a nivel europeo que provea una regulación comprensiva que logre cubrir todos los aspectos de las operaciones de shale.

Resultados negativos en Hungría y Polonia han forzado a varios misioneros previos en la actividad a reconsiderar sus posiciones respecto del shale gas europeo. Aunque para otras áreas las expectativas parecen ser mejores. Muchas de las dificultades simplemente surgen por parte de la oposición dentro de las comunidades locales en áreas de explotación. En otras partes del mundo esto es un problema menor. Un ejemplo de ello es China, el cual tiene grandes volúmenes de recursos de shale gas, se encuentra presionando fuerte para desarrollar su potencial en un contexto donde los americanos están de acuerdo en permitir que su tecnología sea usada. En Mayo de 2012, la National Energy Administration (NEA) de China anunció un plan de cinco años para el sector del shale gas, con metas de 6.5 Bm3 para 2015 y entre 60‐100 Bm3 en 2020 ‐el consumo de gas natural de China en 2012 fue de 144 Bm3, con una producción de 107 Bm3, aunque sólo el 4.7 % de la matriz energética China es abastecida por gas natural‐. Sin embargo, los tiempos son muy inciertos debido a las restricciones que involucran capacidad tecnológica, uso del agua y acceso a la tierra. Las restricciones al precio actual del gas en China también arrojan interrogantes sobre las condiciones económicas de los proyectos de shale gas.

Tabla 21. Comparación de condiciones para el desarrollo del shale gas en USA y Europa

CONDICIONES EN USA QUE GENERARON LA REVOLUCIÓN DEL SHALE GAS

CONDICIONES EN EUROPA QUE PUEDEN INHIBIR LA REPLICACIÓN

Geología 1. Gran superficie y relativa dureza de los plays,

implicando gran cantidad de recursos técnicamente recuperables.

1. Los shale plays son menores, más profundos, menor dureza y alto contenido de arcilla, haciendo al fracking más difícil.

2. Gran cantidad de datos de perforaciones en el núcleo que permite a los exploradores encontrar los sweet spots en los plays.

2. Datos de las formaciones limitados, muchos de los cuáles se han "perdido".

Regulación 1. El 2005 Energy Act excluye explicitamente al

fracking hidraulic del Environmental Protection Agency´s Clean Water Act, lo que se ha dado a llamar "Cheney‐Halliburton Loophole".

1. Regulaciones muy estrictas sobre cuestiones ambientales y el agua. Por ejemplo, tanto Polonia como la UK Environment Agency requieren completa divulgación de los fluidos del fracking. Además, la protección y tratamiento del agua subterránea es más rigurosa en UK que en USA.



2. El 1980 Energy Act entrega impuestos que suman 0.50 US$/MMBTU. También introduce el Intangible Drilling Cost Expensing Rule, el cual cubre típicamente más del 70 % de los costos del desarrollo de los pozos, crucial para firmas pequeñas con un flujo de efectivo limitado.

2. Sólo Hungría impone bajos impuestos para las operaciones sobre recursos no convencionales. De otra manera, Europa no ofrece dispensación financiera para el gas no convencional.

3. Los derechos de propiedad en USA hacen a los terratenientes sean los propietarios del shale gas subyacente, creando un incentivo financiero para los propietarios privados a permitir los disturbios asociados a las operaciones del shale. Además, la población encuentra a las operaciones del gas y el petróleo como habituales.

3. Los derechos de propiedad de los recursos hidrocarburíferos yacen en el Estado, y los terratenientes no reciben compensación económica por su explotación.

4. El acceso a gasoductos se encuentra basado sobre un "transporte común" por lo que los productores de gas tienen cierto acceso a gasoductos existentes, transformando la economía de la producción del shale gas.

4. El acceso a gasoductos se encuentra basado sobre un "third part access" lo cual implica que si un gasoducto se encuentra sin más capacidad de transporte, ningún abastecedor de gas puede construir su propio gasoducto para acceder a los mercados.

5. USA es un "commodity supply gas market", montones de vendedores y compradores y buena transparencia en los precios. El gas es fácil de comercializar.

5. Europa es un "project supply market" con pocos compradores y vendedores y una pobre transparencia de precios. Los costos de transacción para vender y comprar gas son muy altos.

Industria 1. La industria se encuentra dominada por pequeñas

companías de emprendimiento, las llamadas "momma and poppa companies".

1. Mientras que existen algunos operadores pequeños, la industria se encuentra dominada por grandes jugadores. Esto puede tener consecuencias interesantes. Por ejemplo, en Polonia el shale gas es visto como la clave para la liberación de la dependencia de las importaciones de gas rusas (65 % de su consumo), de producirse shale gas suficiente podría exportarse a través de la red de gasoductos controlada por Rusia.

2. La mayoría del trabajo fue realizado por una industria de servicios altamente dinámica y competitiva.

2. La industria de servicios es un oligopolio norteamericano. Se ha sugerido que perforar pozos de shale gas en Europa puede costar entre el doble y el triple que en USA, reflejando la falta de competencia en la industria de servicios.

3. El sistema suele otorgar licencia para explotar grandes áreas con programas de trabajo indistintos, lo cual es necesario cuando se trata con shale plays.

3. La extensión de licencias tradicionalmente cubre áreas menores con programas de trabajo muy estrictos.

Investigación 1. En 1982 el gobierno de USA comenzó a realizar

I&D a través del Gas Technology Institute dentro de formaciones de baja permeabilidad que contienen hidrocarburos. Los resultados fueron ampliamente diseminados hacia la industria.

1. De acuerdo con el CEO de Exxon Mobil, la tecnología actual no se transfiere bien a la geología europea. La EU Commission no muestra interés en invertir en I&D básico para el shale gas.

Fuente: Stevens, Paul. The "Shale Gas Revolution": Developments and Changes. Chatham House. Energy, Environment and Resources. August 2012.



En términos de impacto sobre los mercados la

revolución del shale gas ya se encuentra teniendo impacto real. Ha generado un sobreabastecimiento de LNG y una menor presión sobre los precios del gas. Si las esperanzas se tornan realidad, entonces se espera que el mercado mundial del gas flote en un ambiente de gas económico, sobre todo hacia el 2030, si es que no se produce antes. A pesar de ello, si las esperanzas continúan sin ser más que esperanzas, la incertidumbre sobre los inversionistas limitará el futuro abastecimiento de gas. Y asumiendo que la demanda de gas natural se incrementará, el efecto para los próximos 5 a 10 años serán precios muchos más altos para el gas.

Los descubrimientos de recursos no

convencionales realizados en Haynesville, Marcellus, Woodford, Barnett, Bakken, Faetteville o Eagle Ford han dejado a USA algo ensimismado y, al mismo tiempo, ante una gran oportunidad geopolítica: luego de años de importar energía y de incluso llegar a pensar en las fuentes renovables para cubrir parcialmente su demanda, está cerca de convertirse en exportador neto de gas natural. Si consiguiera desarrollar estos activos y comenzar a exportar gas natural, podría llegar a influir en los precios internacionales que Rusia y Medio Oriente le cobran a Europa por el recurso.

Sin embargo, vender el nuevo gas de USA al

mundo un dilema fundacional; USA deberá autorizar las exportaciones dado el gran proteccionismo allí instalado sobre los hidrocarburos. La dificultad allí instalada reside en los precios irrisorios que paga la industria norteamericana de US$ 3.50 por cada MMBTU, si se abrirá la exportación, dicho precio podría dispararse hasta triplicarlo, trayendo a su par las quejas domésticas.

Mientras en USA el precio del gas ronda desde hace algún tiempo US$ 3 por cada MMBTU, en Alemania se paga cerca de US$ 12 y en Japón US$ 17. El nuevo escenario de exportación gasífera puede demorar unos años más, conllevando ciertos costos políticos asociados a la suba del precio doméstico sobre este insumo. A pesar de ello, en el sector privado descuentan que esta situación sobrevendrá de todos modos.

En cuanto a la Argentina, el precio por unidad de gas natural se encuentra en 4.16 US$/MMBTU, sumado al precio que el Estado determinó de 7.50 US$/BTU para el gas nuevo que sobrepase a la producción de 2012. Si se analiza el efecto de este único factor, esto podría atraer a la inversión privada.



5.2. FORMACIONES SHALE

CONDICIONES DE VIABILIDAD TÉCNICA Y ECONÓMICA

Este tipo de sistema petrolero se conoce como acumulación no convencional, dado que no es regido por la flotabilidad de los hidrocarburos frente al agua ni por la Ley de Darcy, como es el caso de los reservorios convencionales. Por dicho motivo, las acumulaciones no‐Convencionales son continuas, de escala regional, independientes de la presencia de trampas estructurales y/o estratigráficas.

Las rocas típicas de este tipo de plays están constituidas por una matriz de grano muy fino con proporciones variables de arcilla, sílice y carbonato, que actúan como roca generadora, sello y reservorio. Presentan muy baja permeabilidad y necesitan de la estimulación masiva para producir hidrocarburos.

Generalmente, los reservorios shale deben cumplir con una serie de requisitos que los hacen económicamente viables. Dichas condiciones son las siguientes:

1. Riqueza Orgánica ‐TOC > 2 %‐ 2. Madurez Térmica ‐Ro > 0.7 %‐ 3. Espesor ‐mayor a 30 m‐ y gran extensión

superficial 4. Capacidad de Adsorción ‐principalmente

para shale gas‐ 5. Fracturabilidad ‐contenido de arcillas < 40%‐ 6. Sobrepresión 7. Profundidad 8. Instalaciones de superficie

La roca madre debe ser de excelente potencial

generador, lo que implica un contenido orgánico total (TOC) superior al 2%. Contenidos en materia orgánica menores implican un menor potencial de generación y como consecuencia, el volumen de hidrocarburo

remanente en el reservorio es considerablemente menor.

La madurez térmica de la roca generadora es un factor clave ya que debe estar en ventana de generación de petróleo y/o gas para asegurar la presencia del fluido en el reservorio. Por este motivo, es conveniente que los valores de reflectancia de vitrinita, superen el 0.7% R0 para reservorios del tipo shale oil y el 1.2% R0 para el caso del shale gas.

Dadas las características de este recurso, en cuanto a la baja acumulada por pozo y la gran densidad de perforaciones necesarias para explotarlo efectivamente, es necesario que la roca madre (reservorio) presenten espesores superiores a los 30 m y extensiones superficiales regionales a nivel cuenca.

La porosidad en estas formaciones es de moderada a baja ‐menor al 15%‐ y no presenta interconexión. Por lo general presentan, nano (menor

a 1 m) y criptoporos (1‐4 m) pero escasos

microporos (mayor a 4 m). Por otro lado, respecto a las fracturas, la presencia de un sistema de microfisuras naturales favorecería una mayor interconexión y presencia de fluido libre que, con una estimulación adecuada se puede mejorar su recobro. Para una mejor fracturabilidad a la hora de la estimulación se necesitan valores de contenido de arcillas bajos, preferentemente menor al 40 %. Del mismo modo, la ausencia de arcillas expandibles facilita la estimulación. Por otra parte, la existencia de sobrepresión es un factor deseable aunque no indispensable ya que provee de energía al sistema facilitando la recuperación de fluidos.



5.3. SHALE GAS

RECURSOS PROSPECTIVOS DE SHALE GAS EN ARGENTINA

En el caso particular de la Argentina, los yacimientos que muestran áreas prospectivas de shale también han sido evaluados por el U.S. Departament of Energy a través de su informe anual *4. Las principales formaciones de shale se localizan en la cuenca de Neuquén, la cuenca del Golfo de San Jorge y la cuenca Austral‐Magallanes. El total de los recursos técnicamente recuperables de gas natural a partir de formaciones de shale fue determinado en 801.3 TCF (22,710 Bm3).

La formación de Vaca Muerta se erige claramente como el reservorio de mayor cuantía del país, con 307.7 TCF (8,713 Bm3). Estas cantidades resultan enormes al compararlas con los 2,040 Bm3 de recursos prospectivos de gas natural convencional. La formación consta de un espesor de 1,350‐1,850 m, ubicándose a una profundidad de entre 900 y 3,000 m.

A pesar de ello, la porción orgánicamente rica se compone sólo de un espesor promedio de 150 m. En cuanto a lo que propiedades del reservorio se refiere, se trata de una formación muy rica en composición orgánica, con un TOC (Total Organic Content) promedio de 5.0 %. La madurez termal del área prospectiva se mantiene en un rango de 0.85‐1.50 % R0, con lo que los hidrocarburos se encuentran tanto en ventana de petróleo como de gas. Sin embargo, la formación contiene principalmente gas seco, albergando al 62.9 % bajo esta forma. El resto del gas se encuentra como gas húmedo y gas asociado, por lo que es más rico en componentes más pesados. El ambiente de deposición del shale es marino, por lo que su composición en arcilla se estima como baja a media, lo cual la constituye como una formación menos dúctil con mayor respuesta a la estimulación hidráulica.

Figura 25. Recursos Técnicamente Recuperables (TRR) de shale gas por cuenca en Argentina

Fuente: U.S. Energy Information Administration (EIA). "Technically Recoverable Shale Gas and Shale Oil Resources: An Assessment of 137 Shale Formations in 41 Countries Outside the United States"

*4 U.S. Department of Energy. U.S. Energy Information Administration. Technically Recoverable Shale Oil & Shale Gas

Resources: An Assessment of 137 Shale Formations in 41 Countries Outside the United States. United States, 2013.


3

130

35

51

308

275


La otra gran formación de shale que se ubica en el país, particularmente en la cuenca Neuquina, es Los Molles, esta formación comparte gran parte de su área prospectiva con Vaca Muerta y se establece dentro de la misma base prospectiva en Neuquén. La principal diferencia es que Los Molles se ubica a mayor profundidad que la formación de Vaca Muerta. Su ubicación es a 2,000‐5,000 m de profundidad con un espesor de 1,000 m. Se trata de una formación de mayor espesor de su capa orgánicamente rica, 250 m. En cuanto a sus características geológicas, tiene menor concentración de componentes orgánicos, con un TOC de 2.0 %; y una madurez termal algo superior a la de Vaca Muerta, lo cual se refleja en que el 84.3 % de su gas natural es gas seco. En cuanto a su contenido de arcilla, se trata de una formación de ambiente marino con una concentración baja a media en las mismas.

Se estima que ambas formaciones podrían contener cantidad semejantes de gas, erigiéndose como los dos reservorios más grandes del país. Pero Vaca Muerta es la alternativa más atractiva, por sus mejores características geológicas y menor profundidad ‐menores costos‐. Entre ambas acumulan el 72.7 % de las reservas técnicamente recuperables de shale gas.

La siguiente cuenca a considerar en cuanto a su contenido de shale gas es la cuenca Austral‐Magallanes, con la formación L. Inoceramus‐Magnas Verdes. Esta formación se encuentra a 2,000‐5,000 m

de profundidad, con un espesor de su capa orgánicamente rica de 250 m. Consta de una buena concentración de componentes orgánicos, con un TOC de 3.5 %; y una madurez termal relativamente baja, lo cual se refleja en una mayor proporción de gas húmedo y petróleo.

En la cuenca del Golfo de San Jorge se encuentran dos formaciones shale: Aguada Bandera y Pozo D‐129. Estos reservorios son de magnitud mucho menor a los ya citados, siendo de 6 a 10 veces menores su cantidad de shale gas respecto a Vaca Muerta. La formación Pozo D‐129 tiene características semejantes a Los Molles en Neuquén, aunque con un espesor en su capa orgánicamente rica superior (350 m). Por su parte, la formación Aguada Bandera, no contiene más que gas seco por su elevada madurez termal (3.00 % R0). Ambas formaciones tienen un contenido de medio a alto en arcilla por su origen lacustre, lo que dificulta notoriamente a la estimulación hidráulica dada la mayor ductilidad del ambiente.

Por último se encuentra la formación Ponta Grossa dentro de la cuenca Paraná. Si bien esta cuenca tiene una extensión enorme, la formación shale reportada es mucho menor. Los recursos técnicamente recuperables estimados para esta cuenca terminan por ser despreciables en comparación con las demás ya evaluadas.

Tabla 22. Recursos prospectivos de shale gas por cuenca en Argentina con un factor de recuperación de 25 %

Risked Recoverable Shale Gas [TCF]

Cuenca Formación Shale Associated Gas Wet Gas Dry Gas Total Gas

Neuquén Los Molles 8.1 35.1 232.1 275.3

Vaca Muerta 23.0 91.2 193.5 307.7

San Jorge Aguada Bandera ‐ ‐ 50.8 50.8

Pozo D‐129 0.5 2.0 32.3 34.8

Austral‐Magallanes L. Inoceramus ‐ Magnas Verdes

6.8 47.1 75.6 129.5

Paraná Ponta Grossa ‐ 0.2 3.0 3.2

Total 38.4 175.6 587.3 801.3 Fuente: U.S. Energy Information Administration (EIA). "Technically Recoverable Shale Gas and Shale Oil Resources: An Assessment of 137 Shale Formations in 41 Countries Outside the United States"

En las estimaciones iniciales realizadas por el U.S.

Department of Energy fue utilizado un factor de recuperación de aproximadamente el 25 %. Pero de acuerdo a literatura más reciente donde se analiza el desarrollo de casos concretos en USA ‐donde el inicio de éstas actividades se dio entre 2005 y 2008 en los yacimientos de Barnett, Marcellus, Haynesville,

Fayeteville y Eagle Ford; el último de los cuales es comparado con Vaca Muerta respecto de su comportamiento en la producción de petróleo‐, se ha señalado que el factor de recuperación observado para el shale gas promedia el 6.5 %, con un rango entre 4.7 % y 10 %.



Argentina802

USA665

Canadá573

México545

China1115

Rusia285

Australia437

Sudáfrica390

Argelia707

Brasil245

De acuerdo con un reciente reporte de Oil & Gas Journal ‐publicación industrial‐ se confirma que las eficiencias de recuperación (recovery factor) son realmente bajas para las formaciones shale en USA. La eficiencia de recuperación para las cinco mayores formaciones (shale gas) promedia 6.5 % con rangos desde 4.7 % a 10 %. Esto contrasta significativamente con las eficiencias de recuperación de 75‐80 % de los campos de gas convencional”.

Si se atiende a estos valores de eficiencia de recuperación a fin de obtener una estimación más

conservativa sobre el potencial gasífero del shale nacional, se obtienen los resultados mostrados en la Tabla 22. Tal disparidad en la estimación de los recursos que potencialmente podría albergar el país aún se debe a la falta de información y experiencia de producción en las formaciones locales. Sin embargo, a pesar de que la medida final de los recursos de shale técnica o comercialmente recuperables no pueda ser conocida con certeza hasta que se disponga de los datos de los pozos, las expectativas son enormes.

Tabla 23. Recursos prospectivos de shale gas por cuenca en Argentina con un factor de recuperación de 6.5 %

Risked Recoverable Shale Gas [TCF]

Cuenca Formación Shale Associated Gas Wet Gas Dry Gas Total Gas

Neuquén Los Molles 2.1 9.1 60.3 71.6

Vaca Muerta 6.0 23.7 50.3 80.0

San Jorge Aguada Bandera ‐ ‐ 13.2 13.2

Pozo D‐129 0.1 0.5 8.4 9.0


1.8 12.2 19.7 33.7

Paraná Ponta Grossa ‐ 0.1 0.8 0.8

Total 10.0 45.7 152.7 208.3 Fuente: U.S. Energy Information Administration (EIA). "Technically Recoverable Shale Gas and Shale Oil Resources: An Assessment of 137 Shale Formations in 41 Countries Outside the United States"

Estas formaciones de shale gas posicionan a la

Argentina entre los mayores poseedores de este recurso a nivel global, al menos por el momento. La llamada Shale Revolution, que afecta principalmente a USA, es atribuible sobre todo a los recursos de gas natural. Recuérdese que éstos han incrementado en

un 47 % los recursos mundiales de gas natural convencional, mientras que el petróleo lo ha hecho sólo en un 11 %. Así, la Argentina pasaría a convertirse en un importante poseedor de los recursos gasíferos, con un 3.56 % de los mismos a nivel mundial, y en el principal actor a nivel regional.

Figura 26. Países poseedores de la mayor cantidad de recursos técnicamente recuperables de shale gas [TCF]




5.4. SHALE OIL

RECURSOS PROSPECTIVOS DE SHALE OIL EN ARGENTINA

Según el mismo reporte extendido por el U.S. DOE, las áreas prospectivas de shale evaluadas también presentan ventanas de petróleo. Las principales formaciones de shale oil se ubican en la cuenca de Neuquén y la cuenca Austral‐Magallanes. El total de los recursos prospectivos de petróleo a partir de formaciones de shale se determina en 27 Bbbl (4,280 MMm3). A pesar de esto, cabe destacar que en términos estrictamente energéticos, los recursos de shale gas son muy superiores al shale oil. En términos de petróleo equivalente, los recursos prospectivos de shale gas son 5.6 veces superiores a los propios de shale oil.

Nuevamente, la formación de Vaca Muerta constituye el mayor reservorio de shale oil del país, con 16.2 Bbbl (2,100 MMm3). Esto triplica a los 744 MMm3 de recursos prospectivos de petróleo convencional. La formación shale, ubicada a una profundidad de entre 900‐3,000 m y con un espesor de capa orgánicamente rica de 150 m, se encuentra a alta sobrepresión. La condición de sobrepresión capacita a una gran porción del petróleo a ser producido antes que el reservorio alcance su “punto de burbuja” donde el gas disuelto en el petróleo

comienza a ser liberado. Además, una elevada presión ofrece una fuerza impulsora útil para la recuperación de gas y petróleo disminuyendo los costos de extracción. Respecto a las propiedades del reservorio, su relativamente baja madurez termal hace que la formación encuentre una buena cantidad de petróleo ‐60 % del shale oil del país‐.

En cuanto a Los Molles, su cantidad de petróleo es mucho menor, siendo poco más que la quinta parte del que se aloja en Vaca Muerta. Esto es el resultado de que la mayor parte de su extensión tiene una madurez termal relativamente superior, encontrándose en ventana de gas. Nuevamente el hidrocarburo se encuentra a alta sobrepresión, lo que facilitaría su extracción.

La formación que constituiría el segundo reservorio con más recursos potenciales de petróleo no‐convencional es L. Inoceramus‐Magnas Verdes en la cuenca Austral‐Magallanes. Esta formación, en condiciones de leve sobrepresión, contiene una gran área en ventana de petróleo, cuyos recursos prospectivos de shale oil han sido estimados como 2/5 partes de los determinados para Vaca Muerta.

Figura 27. Recursos Técnicamente Recuperables (TRR) de shale oil por cuenca en Argentina


Hasta hace poco, cuando se hablaba de Vaca

Muerta solía pensarse casi exclusivamente en el shale gas, otorgándole un rol secundario al shale oil, pero

eso está cambiando de manera paulatina. De acuerdo la consultora IHS, la formación neuquina no sólo se destaca por su potencial gasífero, sino que también se


3.7

16.6

6.6

0.5

0.0


Argentina27

USA58

México13

China32

Australia18

Libia26 Pakistán

9Venezuela13

Rusia75

Canadá9

posiciona como uno de los mayores reservorios de petróleo no convencional a escala planetaria. Los técnicos de YPF involucrados en el desarrollo de Vaca Muerta creen que la formación será capaz de producir shale oil de niveles superiores a los registrados en ciertos puntos del territorio estadounidense con pocas fracturas. Según ellos, hasta el momento Se ha obtenido un crudo de excelente calidad, de entre 40 y 45 grados API, con un

gas asociado muy rico, que le otorga un gran valor adicional.

Estas formaciones hacen de la Argentina uno de

los países que, por el momento, se proyecta entre los poseedores de una de las mayores cantidades de recursos técnicamente recuperables de shale oil (Figura 28).

Tabla 24. Recursos prospectivos de shale oil por cuenca en Argentina

Risked Recoverable Shale Oil [Bbbl]

Cuenca Shale Formación Oil Condensate Total Gas

Neuquén Los Molles 3.0 0.7 3.7

Vaca Muerta 13.6 2.7 16.2

San Jorge Pozo D‐129 0.4 0.1 0.5


5.0 1.5 6.6

Paraná Ponta Grossa ‐ 0.0 0.0

Total 22.0 4.9 27.0


Figura 28. Países poseedores de la mayor cantidad de recursos técnicamente recuperables de shale oil [Bbbl]


ANALOGÍA ENTRE LA FORMACIÓN VACA MUERTA Y SHALE GAS/OIL PLAYS EN USA

Resulta interesante la comparación entre la formación Vaca Muerta y los principales plays de USA (Barnett Shale, Marcellus, Fayetteville, Haynesville, Woodford, Lewis, Eagle Ford) para alcanzar un mejor entendimiento de la misma, así como tener una

mejor estimación del verdadero potencial de la unidad. El espesor del shale play Vaca Muerta, a lo largo de la cuenca, presenta una importante variación; va desde un espesor mínimo de 30 metros hasta más de 500 m en el sector occidental. Esto es



una característica importante a tener en cuenta, ya que los shales de USA (salvo pocas excepciones, como Lewis) no presentan rangos de espesor tan amplios como Vaca Muerta. Utilizando un cut‐off arbitrario para definir un espesor útil de la formación, por ejemplo un TOC mayor al 2%, el espesor del shale de Vaca Muerta no se reduce tan significativamente (la mayor reducción de espesores que se da es de 500 a 250 m de espesor útil), como si sucede con las unidades de USA. Esto es una ventaja para el play, ya que un mayor espesor permite un mayor volumen estimulable, sin embargo, por otro lado hace mucho más complicada la selección y caracterización en detalle del sector más apropiado para la navegación de una rama horizontal de un pozo.

Como consecuencia de la gran extensión de la formación Vaca Muerta, esta unidad se encuentra aflorando en algunos sectores de la cuenca y en otros se encuentra a más de 4,000 m de profundidad. Si nos basamos en los resultados obtenidos de la campaña exploratoria de Vaca Muerta como reservorio no convencional realizada por YPF en los últimos años, podemos reducir este intervalo de profundidad a 2,000‐3,500 m. En función de esto, confrontando con las formaciones shale de USA se puede observar que Vaca Muerta es uno de los plays que se encuentra más profundo (a excepción de Haynesville y Eagle Ford) y con una amplia variación en el rango de profundidad.

La sobrepresión de una formación no es un requisito necesario para el éxito de un reservorio no convencional. Sin embargo, los shales que se encuentran con sobrepresión por lo general pueden almacenar más cantidad de hidrocarburos, son más fácilmente fracturables debido a la reducción el estrés efectivo y facilita la recuperación de los fluidos. Es importante destacar que esta propiedad estará íntimamente relacionada con la profundidad de la unidad y su madurez termal. La presencia de un sistema de microfisuras favorece una mayor interconexión, que con una estimulación adecuada se puede optimizar su recobro. En muy pocos casos, si la red fisural es muy densa, puede no precisarse de una estimulación hidráulica. Este es el caso del play Marcellus en Pensilvania, USA, donde un sistema de fracturas abiertas ayuda a tener producciones iniciales importantes. Vaca Muerta, en casos puntuales, ha producido hidrocarburos sin la necesidad de estimulación hidráulica.

En la formación Vaca Muerta, los análisis señalan bajo contenido de minerales arcillosos, en el

rango de 5 a 30 %, lo cual favorece su receptibilidad a la fractura hidráulica. Es indiscutible la riqueza orgánica (% TOC) que presenta la formación Vaca Muerta, ya que se trata de la principal roca madre de la cuenca Neuquina. Los valores TOC de la unidad, a lo largo de toda la cuenca, van desde el 1 % hasta 12 %, presenta valores promedios que van desde 3.5 % a 7.0 %. Con respecto a shales de USA se puede observar valores similares de % TOC para Marcellus, pero por lo general, la mayoría de los shales presentan rangos más acotados de % TOC. Lo interesante es analizar la relación que existe entre el espesor total y el espesor con TOC mayor a 2 % (llamémoslo espesor útil). Dependiendo de en qué sector de la cuenca nos encontremos, esta relación puede ser prácticamente de 1 a 1.

En USA, en la mayoría de los shales sucede lo mismo: existe una variación en la madurez térmica de las rocas que permite delimitar las ventanas de generación de petróleo y de gas. Esta división no sólo es importante para determinar el tipo de fluido que se producirá sino también para definir las estrategias de terminación, ya que no es lo mismo diseñar una fractura para producir petróleo que para producir gas. Lo que ha sucedido en los USA es que se ha comenzado, en primera medida, con el avance de los plays gasíferos y es por esto que se cuenta con una mayor bibliografía y desarrollo de este tipo de plays respecto a los de petróleo.

Sin embargo, a pesar de algunas semejanzas existentes entre Vaca Muerta y algunas formaciones shale en USA, no existe entre los shales de USA, un análogo (propiamente dicho) a la formación Vaca Muerta. En algunos casos, se advierten similitudes con respecto a algunos parámetros importantes, como sucede con Eagle Ford que presenta una madurez térmica y mineralogía similares, o como sucede con Haynesville que muestra gradientes de presión tan altos como los de Vaca Muerta. Tal vez, la principal diferencia radica en el gran espesor útil que presenta el play Vaca Muerta. Los shales de USA, con espesores útiles menores, necesitan de pozos horizontales para lograr un mayor volumen de roca estimulable y de esta manera obtener producciones comerciales. En cambio, en Vaca Muerta, es posible producir con pozos verticales debido a las buenas producciones obtenidas. La formación Vaca Muerta presenta una mayor variación en los rangos de la mayoría de las propiedades con respecto a los shales de USA. Esto estaría relacionado a la heterogeneidad que presenta la unidad tanto vertical como lateral a lo largo de toda la cuenca.



5.5. COMPARACIÓN CONVENCIONALES vs NO‐CONVENCIONALES

RESERVAS Y RECURSOS CONVENCIONALES vs CONSUMO

Un interesante análisis consiste en comparar las reservas hidrocarburíferas con la producción anual de estas fuentes; de esta manera se obtiene la cantidad de años que es capaz de abastecerse dicha tasa de producción local ‐asumiéndola constante‐ con las reservas propias, parámetro mejor conocido como horizonte de reservas (R/P). Sin embargo, un parámetro aún más interesante de conocer es la razón entre las reservas y el consumo anual (R/C); o incluso aplicar este criterio a los recursos contingentes para poder establecer un “horizonte de reservas” pensando en el autoabastecimiento del consumo interno.

Las Tablas 25‐28 resumen la cuantía de

reservas/recursos discriminados por tipo de petróleo y gas natural para cada una de las cuencas argentinas. Simultáneamente, exhiben la razón R/C realizada para cada uno de estos volúmenes respecto de su consumo en el ámbito local, respectivamente. Cabe aclarar que la comparación es realizada entre datos de reservas/recursos de la SEN y el respectivo consumo de petróleo o gas natural reportado por BP, ambos correspondientes a año 2012.

Tabla 25. Comparación de reservas probadas de petróleo y gas natural vs sus respectivos consumos en Argentina

Reservas Probadas

Petróleo Petróleo R/C Gas Gas R/C

Cuenca [Mm3] [años] [MMm3] [años]

Noroeste 5,116 0.14 33,644 0.71

Cuyana 33,057 0.93 1,060 0.02

Neuquina 84,912 2.39 145,295 3.08

Golfo de San Jorge 257,968 7.27 48,559 1.03

Austral 12,943 0.36 103,953 2.20

Total Argentina 393,996 11.10 332,511 7.05 Fuente: 1) Secretaría de Energía de la Nación. 2011. Datos hasta final de vida útil. En esta base de datos las reservas no han sido adicionadas tal como establecen las definiciones de la SPE, sino que prevalecen discriminadas 2) British Petroleum (BP). Statistical Review of World Energy. United Kingdom, London, June 2013.

Tabla 26. Comparación de reservas probables de petróleo y gas natural vs sus respectivos consumos en Argentina

Reservas Probables



Noroeste 1,345 0.04 6,989 0.15

Cuyana 4,635 0.13 152 0.00

Neuquina 30,036 0.85 40,449 0.86


Austral 5,216 0.15 70,420 1.49




Tabla 27. Comparación de reservas posibles de petróleo y gas natural vs sus respectivos consumos en Argentina

Reservas Posibles



Noroeste 1,215 0.03 2,410 0.05

Cuyana 1,818 0.05 56 0.00

Neuquina 33,384 0.94 51,777 1.10


Austral 13,257 0.37 88,474 1.87


Tabla 28. Comparación de recursos contingentes de petróleo y gas natural vs sus respectivos consumos en Argentina

Recursos Contingentes



Noroeste 1,900 0.05 15,098 0.32

Cuyana 320 0.01 8 0.00

Neuquina 48,271 1.36 129,512 2.74


Austral 6,876 0.19 50,739 1.08


En primer lugar, las reservas probadas son las

más relevantes al corto plazo. Se trata de las reservas que constituyen el horizonte de abastecimiento certero ‐con más de un 90 % de probabilidades de ser comercialmente recuperadas‐de una región. Tal como indica la Tabla 25, la cuenca Neuquina alberga casi la mitad de las reservas probadas de gas natural del país, mientras que la cuenca del Golfo de San Jorge encuentra mayor relevancia dentro del petróleo, acumulando 2/3 partes del mismo. Al observar las sumas en la relación R/C se totaliza 12 años de petróleo y 7 años de gas natural, es decir, un horizonte de reservas convencionales que sólo basta para cubrir el corto plazo.

Si se continúa realizando la misma lectura con la

Tabla 26 y la Tabla 27, se observa que aún la cuenca Neuquina y la cuenca del Golfo de San Jorge son las regiones con mayores acumulaciones conocidas de petróleo y gas natural, respectivamente. Así, la sumatoria de las reservas de todo tipo, lo cual constituye la cuantía de las acumulaciones conocidas comercialmente viables, alcanzan calores de R/C igual

a 19 años y 14 años para el petróleo y el gas natural, respectivamente. Es más si se suma incluso los valores correspondientes a los recursos contingentes, de manera tal de obtener el horizonte de autoabastecimiento alcanzado por las acumulaciones de hidrocarburos conocidas ‐comerciales y no comerciales, en las condiciones actuales‐, estos valores ascienden a sólo 21 y 19 años, respectivamente. Más aún, estos horizontes debieran ser menores si se considera que el consumo aumentará; esto significa que la Argentina cuenta con acumulaciones conocidas de petróleo y gas para autoabastecerse por un plazo aproximado de alrededor de 15 años.

Tal como ya se ha visto, los recursos prospectivos totales del país son 743,996 Mm3 de petróleo y 1,549,511 MMm3 de gas natural, con lo que su relación R/C es de 23 años y 35 años, respectivamente. A pesar de lo cual, como se verá en las próximas secciones, esta relación se proyecta a no ser mayor de 20‐30 años para cada uno de estos recursos.



RESERVAS Y RECURSOS NO‐CONVENCIONALES vs CONSUMO

Muy distinta resulta la confrontación del consumo de petróleo y de gas natural frente a los recursos técnicamente recuperables del shale. Tan sólo la formación Vaca Muerta tendría la capacidad de abastecer al consumo nacional actual durante 185 años. Y eso no es todo, su par Los Molles tendría un volumen capaz de sumar otros 165 años. Incluso las formaciones menores en materia de shale gas como Aguada Bandera y Pozo D‐129 rondan el orden de los volúmenes de acumulaciones totales ‐recursos prospectivos‐ de todo el país.

La totalización de los recursos técnicamente

recuperables de shale gas lograrían autoabastecer el consumo actual durante 480 años, cifra que por más que se morigere por el incremento del consumo, resulta difícil de imaginar. Tal vez resulte conveniente

intentar incorporar dichos números en términos del consumo mundial de gas natural, lo cual arroja que sólo Vaca Muerta contiene un volumen suficiente como para cubrir la demanda mundial durante 2.6 años, o que la Argentina alberga volúmenes de shale gas suficientes como para suplir dicho consumo a lo largo de 6.8 años.

De cualquier manera, aunque los volúmenes

reales que sean producidos puedan variar, la cantidad de gas natural residente dentro de estas formaciones no deja de ser apabullante. Por último, si se compara los recursos mundiales estimados de shale con el consumo registrado durante 2012, resulta que este tipo de yacimiento podría proveer suficiente gas como para 195 años.

Tabla 29. Comparación de recursos técnicamente recuperables de shale gas vs sus respectivos consumos en Argentina

Risked Recoverable Shale Gas [Bm3]

Gas Natural Gas R/P Gas R/C

Cuenca Formación Shale [años] [años]

Neuquén Los Molles 7,796 176.7 165.2

Vaca Muerta 8,713 197.5 184.6

Golfo de San Jorge Aguada Bandera 1,438 32.6 30.5

Pozo D‐129 985 22.3 20.9

Austral‐Magallanes

L. Inoceramus ‐ Magnas Verdes

3,667 83.1 77.7

Paraná Ponta Grossa 91 2.1 1.9

Total Argentina 22,690 514.2 480.8

Fuente: 1) U.S. Energy Information Administration (EIA. Technically Recoverable Shale Oil and Shale Gas Resources: An Assessment of 137 Shale Formations in 41 Countries Outside the United States. United States, June 2013. 2) British Petroleum (BP). Statistical Review of World Energy. United Kingdom, London, June 2013.

La perspectiva del shale oil frente a este tipo de

comparaciones no resulta tan auspiciosa, aunque no deja de ser relevante. Aquí la formación Vaca Muerta es la que alberga la mayor cantidad de este recurso, alcanzando a proveer 78 veces el consumo anual actual. Pero incluso una formación como L.

Inoceramus ‐ Magnas Verdes contiene suficiente shale oil técnicamente recuperable equivalente a las acumulaciones prospectivas convencionales de todo el país. La suma totalizadora de shale oil representa tanto como 130 años de consumo del mercado argentino.



Tabla 30. Comparación de recursos técnicamente recuperables de shale oil vs sus respectivos consumos en Argentina

Risked Recoverable Shale Oil [MMm3]

Petróleo Gas R/P Gas R/C

Cuenca Formación Shale [años] [años]

Neuquén Los Molles 582 18.2 17.7

Vaca Muerta 2,579 80.6 78.4

Golfo de San Jorge Pozo D‐129 79 2.5 2.4

Austral‐Magallanes

L. Inoceramus ‐ Magnas Verdes

1043 32.6 31.7

Paraná Ponta Grossa 2 0.0 0.0

Total Argentina 4,285 133.9 130.3

Fuente: 1) U.S. Energy Information Administration (EIA. Technically Recoverable Shale Oil and Shale Gas Resources: An Assessment of 137 Shale Formations in 41 Countries Outside the United States. United States, June 2013. 2) British Petroleum (BP). Statistical Review of World Energy. United Kingdom, London, June 2013.

RESUMEN RESERVAS Y RECURSOS DE PETRÓLEO Y GAS NATURAL En el Anexo 10 (Reservas y Recursos

Convencionales y no‐Convencionales en Argentina) se presenta una síntesis de las reservas y recursos de gas natural y petróleo convencionales y no‐convencionales dentro del país. La Tabla A.10.1 sintetiza todos los volúmenes estimados para cada una de estas categorías. Cabe destacar que los valores de reservas convencionales no han sido sumados tal como lo establece la SPE, sino que se han mantenido discriminados por categoría. Lo mismo ocurre con los correspondientes valores de recursos contingentes y recursos prospectivos, aunque esto es natural que así sea según las definiciones provistas por la SPE. En tanto, la Tabla A.10.2 muestra a los mismos datos pero en unidades de petróleo equivalente, a fin de poder hacer la comparación entre los dos hidrocarburos. La conversión entre estos dos recursos indica que 1,278 m3 de gas natural equivalen a 1 m3 de petróleo.

A partir de estos datos, es posible notar la mayor potencialidad energética que muestra el gas natural en la Argentina: 83.1 % de las reservas y recursos potenciales hidrocarburíferos convencionales y no‐Convencionales se basan en él. También cabe notar la enorme relevancia que tendrían los recursos no‐convencionales del shale, constituyendo éstos el 92.2 % de la potencialidad hidrocarburífera argentina. Por otra parte, las reservas probadas de gas natural y petróleo sólo constituyen el 2.4 % del total de hidrocarburos estimados, de manera que de más está mencionar el gran desafío con el que Argentina se

encuentra, si se pretende convertir esos recursos en reservas. El proceso de confirmación de estos recursos dependerá de fuertes inversiones en explotación y desarrollo, de la implementación de una política energética que acompañe al proceso, y que la naturaleza confirme a las estimaciones realizadas en cantidad y calidad.

Al ritmo de consumo actual, al adicionar los recursos técnicamente recuperables de las formaciones shale, Argentina contaría con suficiente petróleo como para autoabastecerse durante 144 años y suficiente gas natural como para 541 años. Esto cambiaría drásticamente la condición del país en materia de posesión de recursos hidrocarburíferos a largo plazo.

Más allá de la envergadura potencial de los recursos que pueden contener estas formaciones, la producción de hidrocarburos a partir de shale en Argentina lleva tan sólo 4 años, por lo que hasta el momento resta mucho por hacer en materia de exploración e inversiones. Con tan escasa actividad al respecto, aún prevalece cierta incertidumbre incluso sobre parámetros de vital importancia relativos a la performance que mostrarán las perforaciones en producción, sus EUR (Estimated Ultimate Recovery, estimación aproximada de la cantidad de hidrocarburos que es potencialmente extraíble de un pozo o formación), las tasas de recuperación y las tasas de declinación, etc.



5.6. EROI SOBRE LOS RECURSOS NO‐CONVENCIONALES

El concepto de Energía Neta introduce un nuevo

factor a tener en cuenta al evaluar el verdadero potencial y las perspectivas de los hidrocarburos no‐Convencionales en el largo plazo.

Desde la Revolución Industrial y aún antes, el desarrollo humano ha sido constantemente creciente, pero ha tomado un impulso difícil de detener a partir del acceso a fuentes de energía seguras y en sus comienzos económicas como lo son los combustibles fósiles.

Su condición de fuente no renovable frente a un consumo en continuo aumento, está generando un stress en los recursos que se puede asociar al hecho de tener que recurrir a fuentes no‐Convencionales que, de todas formas, provocará un aumento del costo de la energía redundando en un contrapeso importante en la tasa de crecimiento de la economía a nivel global.

Es así como en USA, la necesidad ‐madre del ingenio‐, puso a punto la tecnología necesaria para poder producir hidrocarburos de fuentes no‐Convencionales. En realidad lo que se hizo fue echar mano a tecnologías conocidas hace décadas, como es la fractura hidráulica y la perforación horizontal, para enfrentar la importante disminución de la producción de petróleo y gas de fuentes convencionales. Esta situación va a generalizarse a nivel global al acercarnos a la mitad de siglo, cuando se deba enfrentar el aumento de la demanda que provocará tanto el crecimiento de la población mundial como el aumento de su desarrollo económico.

Es por ello que al recurrirse a la explotación del petróleo y gas de lutitas (shale oil y shale gas) se incorporará un nuevo recurso, que si bien era conocido, no era considerado como una fuente a la que se pudiera recurrir en forma masiva como ahora se piensa que se deberá hacer en el futuro.

Por su conformación geológica, los reservorios convencionales difieren significativamente de los no‐Convencionales. Mientras que en los primeros, mayoritariamente las partículas que lo conforman son areniscas con niveles de permeabilidad en el orden de magnitud de los Darcys o miliDarcys; los reservorios

no‐Convencionales, están formados por arcillas cuyo tamaño genera permeabilidades que se encuentran en el orden de los nanoDarcys, es decir, un millón de veces menor. Es decir, las arcillas del shale no permiten la movilidad del petróleo o gas en forma natural, debiéndose recurrir en estos casos a fracturas hidráulicas. La fractura hidráulica consiste en inyectar un fluido de fractura a muy alta presión (800 atm) en la formación, a fin de mantener abiertas las fracturas en la roca madre, permitiendo que el gas fluya hacia el pozo durante varios meses. Por pozo se utiliza una potencia equivalente a 32,000 hp (16 camiones de fractura), 30,000 bolsas de arena (1,500 T) y 30,000 m3 de agua (100 m x 100 m x 3 m). Estas fracturas demandan una potencia que es unas 11 veces mayor a la que se necesitaría en un reservorio convencional. Sumado a esto, la necesidad de perforar horizontalmente hace que los pozos no‐Convencionales tengan un costo que es entre 3 y 5 veces el de uno convencional.

No pocos son los requerimientos tecnológicos que hacen posible la perforación y terminación de un pozo productivo no convencional: varios kilómetros de perforación multidireccional, grandes cantidades de energía de bombeo, agua y arenas de fractura y una importante variedad de compuestos químicos. Además, es necesaria la multiplicidad de pozos desde una misma locación en superficie que se extienden horizontalmente por debajo, y muchísimas locaciones (well pads) de perforaciones múltiples poco espaciadas entre sí con el objeto de cubrir de forma intensiva el área a explotar.

Perforación multidireccional En particular la perforación horizontal con

tendidos de varios kilómetros de longitud permite el acceso a capas relativamente delgadas de roca con laterales extensos. Esta tecnología es necesaria para penetrar en el interior de la formación tanto como sea posible ya que el gas no se encuentra concentrado en una región sino uniformemente distribuido en la roca y sin muchas posibilidades de moverse de allí.

Gran cantidad de insumos La técnica llamada hydro‐fracking (fractura

hidráulica) consiste en la generación de fracturas múltiples en la roca mediante la inyección de agua



gelificada a alta presión y el rellenado de estas grietas con arenas de gran permeabilidad especialmente diseñadas para mantener las fracturas abiertas mientras se facilita el paso de gas. Se requieren grandes equipos de bombeo (y alimentar sus motores), enormes volúmenes de agua, del orden de millones de litros por pozo, tanto para provocar la fractura como para llevar la arena hasta los extremos más alejados de las fracturas ramificadas. Una fractura en un pozo convencional no suele requerir más de unos cuantos miles de litros por pozo.

Aditivos químicos específicos Se agregan al agua de fractura para modificar sus

propiedades, como por ejemplo, aumentar su viscosidad durante la fase de fractura para mejorar su capacidad de arrastre de la arena (lo cual a su vez implica un marcado aumento de la potencia requerida de bombeo a altas presiones).

Baterías de pozos múltiples En cada punto de perforación en superficie no

alcanza con un solo pozo como sucede en el caso convencional, sino que se requieren hasta 8‐10 pozos en lo que se denomina multiple well‐pad (batería de pozos múltiples). Para explotar con una eficiencia razonable un reservorio no convencional se necesita un espaciado equivalente a una batería por cada aproximadamente 2‐10 km2. De esta forma, en combinación con la perforación horizontal y el fracking, se logra el máximo acceso posible a toda la extensión de la formación.

En resumen, para llevar este gas hasta la

superficie, hay que ir a buscarlo hasta los confines de la roca madre, algo que hace una década no era posible y hoy lo es. El aspecto tecnológico de última generación es tan clave en la explotación de reservorios no convencionales como su envergadura masiva, que implica la industrialización a gran escala de la región bajo explotación, como nunca se ha visto en un yacimiento convencional de volúmenes equivalentes, tanto por debajo como por encima de la superficie.

Si además se considera que la declinación de la producción inicial de un pozo de gas no convencional es de 6 a 12 veces mayor, hace que el tiempo de recuperación de la inversión sea entre 2 y 5 veces la de un pozo convencional. Y si finalmente consideramos que este es del orden de unos 5 años, estamos hablando de períodos de repago de 10 a 25 años para el gas no convencional.

Cuando nos enfocamos en el futuro, debemos

tener en cuenta un fenómeno de singular importancia del que poco se habla y casi no se tiene en cuenta en las proyecciones realizadas para monitorear los recursos energéticos con que cuenta nuestro planeta: el concepto de Energía Neta. Particularmente, los combustibles fósiles se han visto afectados desde largo tiempo atrás por lo que podríamos llamar la Ley de Rendimientos Decrecientes en lo que hace a la Energía Neta que producen.

Ahora bien, el concepto de Energía Neta surge de comparar la energía producida con la energía utilizada en producirla. Este concepto no es más que la relación entre la energía producida y la utilizada para producirla. A la hora de computar el numerador de este factor, no se tiene mayores complicaciones; pero no resulta así en el denominador, por cuanto la extensión de los componentes que se tengan en cuenta para su cálculo puede ser muy amplia. Pero esta complejidad no quita validez al concepto. Por el contrario, algunos autores consideran que este será el límite más significativo que deberá enfrentar el abastecimiento energético en el futuro.

Decididamente habrá energías que produzcan muy poca o ninguna Energía Neta. Algunas mediciones realizadas nos muestran que el EROI (Energy Returned on Energy Invested) es para el carbón del orden de 50:1. Es decir, que por cada unidad energía utilizada se producen 50; petróleo convencional 11:1, gas convencional 10:1, energía nuclear de 11:1 a 15:1, hidroelectricidad desde 11:1 hasta 267:1, eólica (en tierra) 18:1, energía solar 3.75:1 hasta 10:1, bioetanol 0.5:1 hasta 8:1, biodiesel 1.9:1 hasta 9:1. Como valor de referencia, se considera como un límite sustentable 10:1.

Según la opinión del especialista energético Jorge Ferioli *5, en cuanto al EROI del shale gas, teniendo en cuenta la comparación de los recursos mencionados para producirlo con respecto al gas convencional es evidente que tendrá una Energía Neta significativamente menor que la de este. Aquí surge la duda acerca de cuántas reservas de hidrocarburos se tienen a nivel global, pues hasta ahora sólo han sido cuantificadas en términos volumétricos y no energéticos. Esto genera una gran incógnita sobre cuál es el verdadero horizonte de utilización de los hidrocarburos.



5.7. INVERSIÓN EN SHALE GAS vs IMPORTACIÓN

Los últimos años reflejan una transformación

como pocas veces se han visto en el mundo petrolero. Lo que a primeras vistas se mostraba como un cambio “menor”, un negocio de nicho para algunas empresas independientes, como por medio de una iteración sucesiva de aquel adjetivo, emergió su verdadero calificativo: “enorme”. Se trató de una transición casi instantánea, un giro vertiginoso poco previsto por la industria.

Cinco años atrás se vivía un clima muy distinto. Eran años en los que la dependencia externa norteamericana era un mal funcional para el equilibrio en el orden global, natural, producto de su evolución a través de las fases de desarrollo. Un mal dónde la teoría del peak oil se mostraba más sólida que nunca en su historia, dónde el downstream, en particular el GNL, concentraba la mayor atención. Su evolución implicaba romper con la barrera regional del gas, último dique de contención que impedía su commoditización, y un final anunciado: el cartel de gas. Tan sólo cinco países (Rusia, Irán, Qatar, Turkmenistán y Arabia Saudita) concentraban el 60% de los depósitos mundiales de gas.

En cuanto a la Argentina respecta, según proyecciones realizadas por el especialista Raúl D. Bertero *6, estas indican que si la evolución de los yacimientos de gas no‐Convencionales de Argentina siguiera el mismo ritmo de desarrollo que el shale gas

de USA, hacia 2020 la producción local comenzaría a satisfacer la totalidad de la demanda interna, mientras que en 2027 se alcanzaría un superávit de producción de 20 MMm3/día y en 2030, de 35 MMm3/día. En cambio, si no se desarrolla el gas de yacimientos no‐Convencionales, hacia 2027 el balance de gas natural de producción nacional presentaría un déficit de 50 MMm3/día.

Para tener una idea del orden de magnitud de las

inversiones que se requieren, considérese el siguiente escenario. Si fuera posible producir 100 MMm3/d de shale gas, y tomando un rendimiento promedio de 50,000 m3/d por pozo, se necesitarían unos 2,000 pozos activos. Considerando una inversión promedio de US$ 10,000,000 por pozo, se requeriría una inversión total de MMUS$ 20,000. Eso en cuanto a la inversión demandada; pero si ahora se asume un precio promedio de US$/MMBTU 5, para 100 MMm3/d se obtendrían ingresos equivalentes a MMUS$ 6,500 por año, lo cual alcanzaría fácilmente para devolver los costos financieros de la inversión.

Por otra parte, se estarían invirtiendo MMUS$

6,500 por año en actividad económica en el país para producir 100 MMm3/día de gas, en lugar de gastar MMUS$ 9,000 por año en el exterior para adquirir importaciones de gas de Bolivia, GNL, fuel oil y gas oil por el equivalente de 50 MMm3/d tal como se prevé realizar en 2014.

REFLEXIONES

Tal es la magnitud y resonancia de los reservorios hidrocarburíferos de shale, que no son pocas las sospechas que indican que el Estado argentino avanzó en la expropiación parcial de la que fuera la petrolera de bandera YPF. Incluso los voceros de Repsol han manifestado que el motivo real de la nacionalización era el interés del gobierno local en quedarse con los derechos de explotación de Vaca Muerta, algo en lo que coincidieron varios observadores. El gran interés particularmente en este yacimiento se debe a que, momentáneamente, es catalogado como uno de los mayores reservorios mundiales en su tipo.

Según los datos de la U.S.EIA, indican que la Argentina tendría 802 TCF de gas natural y 27,000 MMbbl de petróleo técnicamente recuperables, lo cual posiciona al país en una situación de potencialidad diametralmente opuesta a la que se venía manifestando en relación a la evolución de sus reservas. Algunos creen que si la Argentina hallara una forma rentable para extraer el hidrocarburo podría incluso competir con Venezuela como productor sudamericano de combustibles, aunque claro está que este país tiene reservas convencionales altamente superiores a las de la Argentina.

*6 Raúl D. Bertero. Centro de Estudios de la Actividad Regulatoria Energética (CEARE). Universidad de Buenos Aires (UBA)



A los efectos del autoabastecimiento local, argentina consume 1.68 TCF de gas natural y 223 MMbbl de petróleo anuales, cantidades que significan fracciones muy menores respecto de los recursos shale que podrían yacer bajo tierra. Para hacer una comparación, en el mayor yacimiento gasífero del país, Loma La Lata, se tienen 10.8 TCF de reservas de gas natural. Sin embargo, explotar la potencialidad de estos hidrocarburos no es tarea sencilla. A diferencia de los combustibles convencionales, el gas y el petróleo de esquisto son mucho más difíciles de extraer. Hace sólo poco más de una década que se creó la tecnología adecuada para extraer y perforar con éxito el primer pozo comercial no convencional en USA.

Fuentes del Instituto Argentino del Petróleo y del

Gas (IAPG) explican que debido a las dificultades que estos pozos presentan, mientras que en un pozo convencional se extrae un 30 % de las reservas, en los pozos no convencionales apenas se extraen entre 8 % y 12 % de las mismas.

El desarrollo de los no convencionales en el país

es factible, pero para ello se requiere de más información basada en datos locales, a fin de ajustar las estimaciones sobre volúmenes de hidrocarburos recuperables, como también sobre productividad inicial de los pozos, las tasas de extracción y declinación. El desafío para la explotación de Vaca Muerta promete ser de gran envergadura. Según el directivo de Pioneer Natural Resources, Gervasio Barzola, el desarrollo de Vaca Muerta será imposible si no se comparte la información sobre las características del reservorio. De hecho, aún no se resuelve sobre la conveniencia de implementar pozos horizontales o verticales en dicho reservorio.

Otra adversidad que se presenta a la actividad

tiene que ver con las restricciones a las importaciones y la imposibilidad de la industria local para abastecer muchos de los insumos. Según el CEO de la empresa norteamericana EOG Resources, las inversiones no son un problema hoy día para los operadores, sino la falta de equipos de perforación, equipamientos de alta presión, repuestos, arenas de fractura y químicos.

En el estado de situación actual, parece menester reducir los costos de perforación a cerca de la mitad. Hoy cada pozo no convencional ronda entre los MMUS$ 10. Según directivos locales, ese valor debería oscilar en torno a los MMUS$ 5.5. En comparación con USA, los pozos de fracturación en la Argentina son entre tres y cuatro veces más costosos. En este marco, el renombrado acuerdo que realizó YPF con la petrolera Chevron por MMUS$ 1,240 de inversión a lo largo del corriente año no es más que una prueba piloto. El especialista Di Sbroiavacca expresó que lo de Chevron en Vaca Muerta va a funcionar como una experiencia piloto para determinar cuál es el potencial y ver si realmente se pueden sacar esos enormes volúmenes estimados.

En base a un estudio realizado por el

Departamento de Economías Energética de la Fundación Bariloche, se establece que la Argentina deberá invertir no menos de 200,000 millones de dólares desde el año 2013 hasta el 2030, a fin de aprovechar el potencial existente en sus cuencas y recuperar el autoabastecimiento energético. Según el informe, mientras el país gastó el año pasado cerca de MMUS$ 14,000, una cifra semejante de MMUS$ 16,000 de inversión anual podría significar la respuesta al déficit energético hacia el año 2021. Sin embargo, ese valor triplica a la inversión realizada en el upstream argentino en los últimos dos años (MMUS$ 5,200 en 2011 y MMUS$ 4,500 en 2012, lo que se destinó a perforar alrededor de 1,000 pozos por año). A pesar de ello, el trabajo de la Fundación Bariloche recalca el rol que debiera asumir YFP, no sólo incursionando en el shale, sino también avanzando en la exploración de cuencas conocidas y de las demás que aún no están en producción ‐de 19 cuencas sedimentarias, sólo 5 se encuentran activas en el país‐. También deberían implementarse mejoras productivas tendientes a incrementar la tasa de recuperación de los pozos actualmente en producción, reactivar la explotación secundaria y terciaria, de donde provendrá buena parte de los recursos convencionales aún no explotados, darle importancia a las cuencas en el Mar Argentino que están a más de mil metros de profundidad, e incursionar en la exploración/explotación de hidrocarburos en el exterior a fin de aprovisionar con petróleo o gas producido fuera del país los faltantes de oferta.



ACTIVIDAD EN VACA MUERTA DISCRIMINADA POR EMPRESA

Vaca Muerta abarca casi la completitud de la actividad petrolera sobre shale. La única petrolera embarcada en un desarrollo comercial de mediana envergadura en Vaca Muerta es YPF, aunque varias petroleras radicadas en la cuenca Neuquina están realizando trabajos para avanzar con la exploración de los plays no convencionales.

YPF‐CHEVRON Se encuentran embarcadas en un proyecto

sobre un lote de Loma La Lata y Loma Campana. YPF cuenta con 19 equipos de perforación abocados al emprendimiento, y en Marzo de este año sumó 15 equipos adicionales al emprendimiento. Ya se tienen más de 150 pozos productivos en el área y el principal objetivo es reducir los costos de perforación de cada pozo, que hoy promedian los MMUS$ 7.5.

A fines de 2012 los costos de colocación de cada

pozo vertical rondaban los MMUS$ 10.5 y se tomaba 41 días para colocar cada perforación. Hoy se promedia en 23 días realizar cada pozo vertical con 5 etapas de fractura promedio y un costo medio de MMUS$ 7.5. Si bien se logró reducir un 30 % el costo de perforación en dos años, el objetivo es reducir este costo aún más hasta MMUS$ 6. A su vez, la petrolera se encuentra evaluando comenzar a adquirir arena de yacimientos locales para producir arena de fractura. Actualmente, la tonelada de arena de fractura le cuesta a YPF US$ 700, cifra muy superior a los US$ 300 por tonelada que la empresa dice puede costar con producción local. Cada etapa de fractura cuesta US$ 550,000; por lo que un set de fractura cuesta en Argentina hasta ocho veces más que en USA.

También se postula perforar más pozos horizontales, los cuales si bien cuestan un 75 % más, duplican la producción. Un pozo vertical se encuentra produciendo aproximadamente 20‐25 m3 diarios, con una acumulación de 40,000 m3 a lo largo de su vida útil. Los pozos horizontales producen 160 bbl diarios.

TOTAL El mayor productor de gas natural de la cuenca

Neuquina, lanzó en octubre un proyecto piloto de shale gas en el campo Aguada Pichana. La iniciativa demanda una inversión de MMUS$ 300 para la perforación de 12 pozos horizontales con elevada cantidad de fracturas ‐entre 15 y 20 por pozo, cuando lo normal es realizar entre 5 y 10‐.

PAN AMERICAN ENERGY El segundo productor de petróleo del país, su

identidad se encuentra fuertemente ligada al Golfo de San Jorge, sobre el Cerro Dragón, su yacimiento estrella y mayor campo de crudo de la Argentina. Hoy día la companía busca diversificar sus objetivos, por lo que este año invertirá MMUS$ 190 para producir tight gas en Lindero Atravesado. La empresa controlada por el grupo Bulgheroni busca realizar 38 pozos de tight gas en Lindero Atravesado, concesión lindera a Loma La lata. La iniciativa demanda más de MMUS$ 500.

PETROBRAS El tercer productor de gas natural del país, se

plantea la perforación de 5 pozos de exploración en el target no convencionales, iniciativa que se contrapone a la reducción de actividad en la cuenca que registraba en los últimos años. En los primeros meses de 2014 anunció una inversión de MMUS$ 500 en Vaca Muerta. Asimismo, la empresa manifestó que se una vez finalizado el plan de desinversión global que se encuentra ejecutando, se focalizará en explotar el Presal de Brasil y Vaca Muerta en Argentina. Para esto último, prevé realizar inversiones en el campo de no convencionales en USA a fin de ganar experiencia y conseguir el know‐how tecnológico requerido para explotar Vaca Muerta. El año pasado, ejecutivos de la empresa afirmaron que prevén invertir MMUS$ 3,300 en Argentina hasta 2014, la mitad de los cuales se destinará a la perforación de 42 pozos exploratorios y 85 pozos de desarrollo en campos de shale. También trascendió que la petrolera tiene intensiones de apropiarse de una empresa pequeña, especializada en la producción a partir del shale, para canalizar sus inversiones en Neuquén.

CHEVRON Uno de los productores más grandes de

petróleo crudo liviano, el más requerido por las refinerías locales, prevé ensayar la producción de shale oil los primeros seis meses del año, además de dos pozos exploratorios en El Tapial. La empresa confirmó continuar con la exploración de Vaca Muerta en la concesión que comparte con YPF. Este primer trabajo conjunto posibilitó identificar los mejores lugares a perforar ‐sweet spots‐, reducir significativamente los tiempos y así también los costos de perforación. También prevé avanzar en la etapa de desarrollo masivo de hidrocarburos no convencionales. Esta incluirá la perforación de 170



pozos adicionales durante el presente año, con una inversión conjunta junto a YPF de MMUS$ 1,600 y 17 equipos de perforación. Ambas empresas se encuentran comprometidas a invertir MMUS$ 15,000 en partes iguales durante los próximos 30 años.

El proyecto piloto desarrollado hasta Marzo de

este año entre ambas empresas implicó un desembolso inicial de MMUS$ 1,240, íntegramente financiado por Chevron, que permitió el desarrollo de 20 Km2 y la perforación de 161 pozos. A partir de ahora cada año se llevará a cabo una proyección presupuestaria hasta alcanzar el desarrollo total del área. El cluster de explotación comprende un área de 395 Km2, con una perforación estimada de más de 1,500 pozos para alcanzar una producción de más de 50,000 bbl/d de crudo de petróleo y 3 MMm3/d de gas natural asociado. Estas cifras representarían el 8.2 % y el 2.3 % del consumo actual local de petróleo y gas natural, respectivamente.

Adicionalmente, se anunció la inversión

conjunta de MMUS$ 140 en un nuevo proyecto exploratorio que involucrará la perforación de 9 pozos exploratorios (7 verticales y 2 horizontales), en el área de Naranbuena de 200 Km2.

EXXON‐MOBILE La petrolera privada más grande del globo, se

encuentra explotando áreas que poseen acceso a Vaca Muerta, tiene planes de perforar 6 pozos durante el corriente año. El programa de inversiones en la Argentina inicialmente contemplaba inversiones por MMUS$ 250, aunque sus directivos filtraron que se invertirá más que eso, sin precisar números.

SHELL Se encuentra explotando tres proyectos no

convencionales en la cuenca Neuquina. La petrolera angloholandesa posee dos equipos de perforación contratados en el país, por lo que incrementará su actividad este año.

WINTERSHALL, Empresa subsidiaria de la alemana BASF,

formalizó un acuerdo a comienzo del año para realizar exploraciones hidrocarburíferas en el bloque Aguada Federal. Prevén invertir MMUS$ 110 en 6 pozos exploratorios ‐2 verticales y 4 horizontales‐ durante los próximos 2 años. Aunque si la etapa exploratoria resulta exitosa, se iniciará un programa piloto de 20 pozos. De resultar exitosas las dos primeras etapas, se demandará la realización de 320

pozos durante 10 años y un gasto de inversión de MMUS$ 3,335.

La concesión General Mosconi, la cual pretenden explotar YPF y Chevron, tiene una superficie de 395 Km2. Esto representa un 1.3 % de los 30,200 Km2 que tiene Vaca Muerta. De aquí se desprende que las inversiones necesarias para poner en producción todo el yacimiento sean mucho más altas. Ya hay unas 50 concesiones para extraer hidrocarburos no convencionales. Según fuentes del sector, se puede estimar que cada una tenga que hacer una media de 400 pozos, y cada uno cuesta unos MMUS$ 10. Así, la inversión requerida para poner a toda la superficie en producción llega a los MMUS$ 200,000. Aunque claro está que no es necesario poner en producción todo Vaca Muerta para lograr, por ejemplo, el autoabastecimiento energético del país.

Sin embargo, el dinero no se encuentra

comprometido, sino que los contratos tienen una primera etapa exploratoria, al igual que ocurre con el acuerdo YPF‐Chevron. Las empresas deben hacer de 6 a 10 pozos o más por año, según el acuerdo cerrado con la provincia de Neuquén. Eso durante 3 años generalmente. Por lo que la inversión que hoy se encuentra en marcha en cada bloque es de unos 50 a 100 millones de dólares anuales. Al vencer el plazo de exploración es cuando los petroleros decidirán se desembolsarán el dinero fuerte. Para dar una noción de esto, una empresa que en esta primera etapa compromete MMUS$ 60 al año, durante 3 años, piensa en desembolsar MMUS$ 4,000 en una segunda etapa. Aunque una segunda etapa no sólo se encuentra condicionada a los resultados técnicos obtenidos, habrá que ver cuáles son las condiciones económicas y jurídicas para aquél entonces.

A partir del incremento de actividad sobre Vaca

Muerta se prevé que este año las inversiones en el upstream neuquino ronden los MMUS$ 6,000, cifra que cuadriplica a la que se dio en el año 2010. Más allá de los recursos existentes y las inversiones requeridas, un aspecto para nada menor lo constituye la infraestructura logística. Ya se habla del proyecto para un “Corredor Logístico”, el cual contempla un abordaje integral del problema, incluyendo desde la construcción de parques industriales hasta la creación de un “Metro Shale” para el tránsito pesado intensivo que generará la actividad a lo largo de toda la provincia. En materia de hidrocarburos no convencionales el factor de costos es tan determinante para la ecuación de rentabilidad que las variables logísticas no pueden ser dejadas al azar.



5.8. HORIZONTE DE RECURSOS CONVENCIONALES EN ARGENTINA

PROYECCIÓN DE CONSUMO

Hasta ahora se sabe que la Argentina cuenta con recursos hidrocarburíferos de shale que multiplican en varias veces a sus recursos convencionales, y que serían capaces de sustentar el consumo actual durante múltiples décadas. Sin embargo, bien es sabido que los no‐Convencionales suponen mayores costos de producción, por lo que no deben suponer más que un recurso alternativo al que debe recurrirse frente a la escasez de recursos convencionales en el ámbito local. Entonces, el interrogante que debe planteare es si el país realmente debe desarrollar esta fuente energética, o por el contrario, aún le restan suficientes recursos convencionales como para poder prescindir del shale.

Esta cuestión requiere de una proyección al mediano y largo plazo, lo cual acarrea una seria de dificultades e incertezas difíciles de manejar. A pesar de ello, es posible recurrir a una cuantificación simplista que permita lograr una noción relativamente certera.

La idea es poder calcular el consumo acumulado del país a lo largo de las próximas décadas y compararlo con los recursos totales de gas natural y petróleo. Para ello, se requiere conocer el consumo de estos recursos para cada uno de los años venideros. Obviamente, el consumo se irá incrementando producto de dos factores. El primero es un factor geométrico: la expansión demográfica; entre 2010 y 2040 se prevé que la población argentina aumente un 29.4 %. El segundo de ellos es un factor que involucra al aumento de consumo per cápita de la población; según estimaciones, este consumo puede aumentar en un 33.7 % para el mismo período. La combinación de ambos factores arrojaría un aumento del 73 %.

Los resultados de la proyección se muestran en la Tabla 32. Las proyecciones de consumo para gas natural y petróleo de la Argentina fueron realizadas en base a las siguientes suposiciones y fuentes de información: ‐ Composición de la matriz energética argentina

constante. ‐ Consumo interno abastecido por producción

local. ‐ Consumo de gas natural y petróleo del año 2010

según el reporte British Petroleum “Statistical Review of World Energy” (2013).

‐ Incremento Poblacional según las proyecciones realizadas por el INDEC.

‐ Incremento del consumo energético según las proyecciones del informe de Exxon Mobile “The Outlook for Energy. A View to 2040” (2013) para América Latina. El área de la Figura 29 y de la Figura 30

representa el consumo acumulado de gas natural y de petróleo, respectivamente. Según esta estimación, el consumo de gas natural se elevará hasta 80.1 Bm3 en el 2040, mientras que el de petróleo alcanzará los 53.7 MMm3. El consumo acumulado determinado por esta vía será, para gas natural, de unos 1,965 Bm3. Por otra parte, si se suman las reservas probadas con los recursos contingentes y prospectivos, estos totalizan 1,549.5 Bm3. Es decir, todo el gas natural que se estima existe en el país no alcanzaría para cubrir el consumo interno por las próximas dos décadas y media.

En tanto para el petróleo, la proyección de

consumo acumulado para este recurso en el 2040 es de 1,317 MMm3. La suma de reservas probadas más recursos contingentes y prospectivos totaliza 744.0 Bm3. Esto significa que el total de recursos petroleros existentes tampoco alcanza para cubrir la demanda local prevista hasta 2040.



0

10

20

30

40

50

60

2010 2015 2020 2025 2030 2035 2040

Consumo Petróleo[M

Mm

3]

0

10

20

30

40

50

60

70

80

90

2010 2015 2020 2025 2030 2035 2040

Consumo Gas [Bm

3]

Figura 29. Proyección de consumo del gas natural en Argentina (2010‐2040)


Figura 30. Proyección de consumo del petróleo en Argentina (2010‐2040)


En la Tabla 31 se encuentran resumidos los recursos hidrocarburíferos de la Argentina. Por otra parte, los valores de consumo coloreados en la Tabla 32 indican los años en donde se prevé se agoten las reservas de gas natural y petróleo locales. En orden cronológico, el primer valor coloreado indica el

horizonte de reservas ‐probadas, probables y posibles‐; el segundo valor coloreado indica el horizonte de reservas + recursos contingentes; y por último, el último valor coloreado indica el horizonte de reservas + recursos contingentes + recursos prospectivos.

Tabla 31. Resumen de reservas y recursos hidrocarburíferos en Argentina

Gas Natural [Bm3] Petróleo [Bm3]

Reservas 604.6 591.1

Reservas + Recursos Contingentes 808.4 673.6

Reservas + Recursos Contingentes + Recursos Prospectivos 1,549.5 744.0 Fuente: 1) Secretaría de Energía de la Nación. 2012. Datos hasta final de vida útil. En esta base de datos las reservas no han sido adicionadas tal como establecen las definiciones de la SPE, sino que prevalecen discriminadas. 2) USGS Model for Undiscovered for Conventional Oil, Gas and NGL Resources. Seventh approximation. 2000. Datos actualizados al año 2012 por N. Di Sbroiavacca de la Fundación Bariloche. Este valor sólo incluye Recursos Prospectivos de gas natural.

Tal como puede observarse, las reservas de gas

natural no alcanzarían para autoabastecer la demanda interna más que hasta 2021, mientras que si se suman los recursos contingentes no ayudan más que a ampliar el horizonte hasta 2024. Si a esto se adicionan los recursos prospectivos, este horizonte se proyecta hasta 2035, aunque cabe recordar que este

último tipo de recurso no se considera comercialmente viable bajo los parámetros actuales.

La situación del petróleo no deja de ser menos

preocupante; las reservas totales serían suficientes para cubrir el consumo local hasta 2025, y los recursos contingentes y prospectivos no prometen incrementar más que un par de años el horizonte.

1,965 Bm3 1,367 MMm3



Tabla 32. Proyección de consumo de gas natural y petróleo en Argentina (2010‐2040)

Año Eficiencia Gas Petróleo

Año Eficiencia Gas Petróleo

[Bm3] [MMm3] [Bm3] [MMm3]

2010 1.00 43.3 30.3 2026 1.20 65.2 45.3

2011 1.01 45.7 32.0 2027 1.21 66.2 46.1

2012 1.03 47.3 32.9 2028 1.22 67.3 46.8

2013 1.04 49.7 34.6 2029 1.23 68.4 47.6

2014 1.05 50.9 35.4 2030 1.24 69.4 48.3

2015 1.06 52.0 36.2 2031 1.25 70.5 49.0

2016 1.08 53.2 37.0 2032 1.26 71.6 49.8

2017 1.09 54.3 37.8 2033 1.27 72.7 50.5

2018 1.10 55.6 38.7 2034 1.28 73.7 51.3

2019 1.11 56.7 39.5 2035 1.29 74.8 52.1

2020 1.13 58.0 40.4 2036 1.30 75.9 52.8

2021 1.14 59.2 41.2 2037 1.31 76.9 53.5

2022 1.15 60.4 42.0 2038 1.32 78.0 54.3

2023 1.16 61.6 42.9 2039 1.33 79.1 55.0

2024 1.18 62.9 43.7 2040 1.34 80.1 55.7

2025 1.19 64.1 44.6 Total 2010‐2040 1,964.7 1,367.3 Fuente: 1) Instituto Argentino de Estadísticas y Censos (INDEC). 2) Exxon Mobile. The Outlook for Energy. A View to 2040.United States, Irving, Texas, 2013. 3) British Petroleum (BP). Statistical Review of World Energy. United Kingdom, London, June 2013.

Este es un análisis global y muy simple, pero

resulta suficiente para afirmar que, de no cambiar la composición de la matriz energética, el país deberá recurrir a los recursos shale si se pretende encontrarse en una situación próxima al autoabastecimiento energético a mediano y largo plazo. Así es que, en base a la última información y los datos de los cuales se dispone de momento, la incursión del país en la explotación de estas formaciones parece delinear un futuro próximo inexorable al que la Argentina debe acometer.

Hablar de no convencionales significa hablar de

números en grande. Grandes extensiones a explotar, grandes cantidades de insumos, gran capacidad y potencia de los equipos de perforación, grandes inversiones, etc. Pero formaciones como Vaca Muerta y Los Molles no dejan de estar a la altura de estas grandes cifras.

Por lo pronto sólo se están realizando los primeros pasos, aunque las declaraciones por parte de las petroleras apuntan a una paulatina pero cada vez más intensa concentración de las inversiones en este tipo de recursos, especialmente en Vaca Muerta. Las empresas de servicios petroleros reportan un formidable y rápido incremento de las actividades en el segmento de los no convencionales, al punto tal que tienden a concentrar su personal y activos en el área de Neuquén. La respuesta definitiva a los interrogantes que aún restan seguramente se irá dilucidando conforme transcurran los próximos años. No pocas serán las dificultades que se susciten en el desarrollo de estas fuentes no sólo en el plano técnico, sino también en el plano financiero y jurídico. Pero parece que más temprano que tarde, la presencia del shale en la Argentina será ineludible.



ANEXO 1. SPE PETROLEUM RESERVES & RESOURCES DEFINITIONS

PETROLEUM RESOURCES CLASSIFICATION SYSTEM AND DEFINITIONS

The resource classification system is summarized in Figura A.1.1 and the relevant definitions are given below. Elsewhere, resources have been defined as including all quantities of petroleum which are estimated to be initially‐in‐place; however, some users consider only the estimated recoverable portion to constitute a resource. In these definitions, the quantities estimated to be initially‐in‐place are defined as Total Petroleum‐initially‐in‐place, Discovered Petroleum‐initially‐in‐place and Undiscovered Petroleum‐initially in‐place, and the recoverable portions are defined separately as Reserves, Contingent Resources and Prospective Resources. In any event, it should be understood that reserves constitute a subset of resources, being those quantities that are discovered, recoverable, commercial and remaining.

Figura A.1.1 is a graphical representation of the definitions. The horizontal axis represents the range of uncertainty in the estimated potentially recoverable volume for an accumulation, whereas the vertical axis represents the level of status/maturity of the accumulation.

As indicated in Figura A.1.1, the Low, Best and High Estimates of potentially recoverable volumes should reflect some comparability with the reserves categories of Proved, Proved plus Probable and Proved plus Probable plus Possible, respectively. While there may be a significant risk that sub‐commercial or undiscovered accumulations will not achieve commercial production, it is useful to consider the range of potentially recoverable volumes independently of such a risk.

If probabilistic methods are used, in general, there should be at least a 90% probability that, assuming the accumulation is developed, the quantities actually recovered will equal or exceed the Low Estimate. In addition, an equivalent probability value of 10% should, in general, be used for the High Estimate. Where deterministic methods are used, a

similar analogy to the reserves definitions should be followed.

Total Petroleum‐Intially‐in‐Place Total Petroleum‐initially‐in‐place is that quantity

of petroleum which is estimated to exist originally in naturally occurring accumulations. Total Petroleum‐initially‐in‐place is, therefore, that quantity of petroleum which is estimated, on a given date, to be contained in known accumulations, plus those quantities already produced therefrom, plus those estimated quantities in accumulations yet to be discovered. Total Petroleum‐initially‐in‐place may be subdivided into Discovered Petroleum‐initially‐in‐place and Undiscovered Petroleum‐initially‐in‐place, with Discovered Petroleum‐initially‐in‐place being limited to known accumulations.

It is recognized that all Petroleum‐initially‐in‐place quantities may constitute potentially recoverable resources since the estimation of the proportion which may be recoverable can be subject to significant uncertainty and will change with variations in commercial circumstances, technological developments and data availability. A portion of those quantities classified as Unrecoverable may become recoverable resources in the future as commercial circumstances change, technological developments occur, or additional data are acquired.

Discovered Petroleum‐Initially‐in‐Place Discovered Petroleum‐initially‐in‐place is that

quantity of petroleum which is estimated, on a given date, to be contained in known accumulations, plus those quantities already produced therefrom. Discovered Petroleum‐initially‐in‐place may be subdivided into Commercial and Sub‐commercial categories, with the estimated potentially recoverable portion being classified as Reserves and Contingent Resources respectively, as defined below.



TOTA

L PETROLEUM IN

ITIALLY IN

PLA

CE

DISCOVER

ED PETROLEUM‐INITIALLY‐IN‐PLA

CE

COMMER

CIAL

PRODUCTION

RESERVES

PROVED PROVED plus PROBABLE

PROVED plus PROBABLE

plus POSSIBLE

SU

BCOMMER

CIAL

CONTINGENT RESOURCES

LOW ESTIMATE

BEST ESTIMATEHIGH

ESTIMATE

Unrecoverable

UNDISCOVER

ED PETROLEUM

INITIALLY IN

PLA

CE

PROSPECTIVE RESOURCES

LOW ESTIMATE

BEST ESTIMATEHIGH

ESTIMATE

Unrecoverable

Figura A.1.1. Graphical Representation of the Resource Classification System by the SPE

RESERVES Reserves are defined as those quantities of

petroleum which are anticipated to be commercially recovered from known accumulations from a given date forward. Estimated recoverable quantities from known accumulations which do not fulfil the requirement of commerciality should be classified as Contingent Resources, as defined below. The definition of commerciality for an accumulation will vary according to local conditions and circumstances and is left to the discretion of the country or company concerned. However, reserves must still be categorized according to the specific criteria of the SPE/WPC definitions and therefore proved reserves will be limited to those quantities that are

commercial under current economic conditions, while probable and possible reserves may be based on future economic conditions. In general, quantities should not be classified as reserves unless there is an expectation that the accumulation will be developed and placed on production within a reasonable timeframe.

The relative degree of uncertainty may be conveyed by placing reserves into one of two principal classifications, either proved or unproved. Unproved Reserves are less certain to be recovered than proved reserves and may be further sub‐classified as probable and possible reserves to denote



progressively increasing uncertainty in their recoverability.

Estimation of reserves is done under conditions of uncertainty. The method of estimation is called deterministic if a single best estimate of reserves is made based on known geological, engineering, and economic data. The method of estimation is called probabilistic when the known geological, engineering, and economic data are used to generate a range of estimates and their associated probabilities. Identifying reserves as proved, probable, and possible has been the most frequent classification method and gives an indication of the probability of recovery.

Proved Reserves Proved Reserves are those quantities of

petroleum which, by analysis of geological and engineering data, can be estimated with reasonable certainty to be commercially recoverable, from a given date forward, from known reservoirs and under current economic conditions, operating methods, and government regulations. Proved Reserves can be categorized as developed or undeveloped.

If deterministic methods are used, the term reasonable certainty is intended to express a high degree of confidence that the quantities will be recovered. If probabilistic methods are used, there should be at least a 90% probability that the quantities actually recovered will equal or exceed the estimate.

Establishment of current economic conditions should include relevant historical petroleum prices and associated costs and may involve an averaging period that is consistent with the purpose of the reserve estimate, appropriate contract obligations, corporate procedures, and government regulations involved in reporting these reserves.

In general, reserves are considered proved if the commercial producibility of the reservoir is supported by actual production or formation tests. In this context, the term proved refers to the actual quantities of petroleum reserves and not just the

productivity of the well or reservoir. In certain cases, proved reserves may be assigned on the basis of well logs and/or core analysis that indicate the subject reservoir is hydrocarbon bearing and is analogous to reservoirs in the same area that are producing or have demonstrated the ability to produce on formation tests.

Unproved Reserves Unproved Reserves are based on geologic and/or

engineering data similar to that used in estimates of proved reserves; but technical, contractual, economic, or regulatory uncertainties preclude such reserves being classified as proved.

Unproved reserves may be further classified as probable reserves and possible reserves. Unproved reserves may be estimated assuming future economic conditions different from those prevailing at the time of the estimate. The effect of possible future improvements in economic conditions and technological developments can be expressed by allocating appropriate quantities of reserves to the probable and possible classifications.

Probable Reserves Probable Reserves are those unproved reserves

which analysis of geological and engineering data suggests are more likely than not to be recoverable. In this context, when probabilistic methods are used, there should be at least a 50% probability that the quantities actually recovered will equal or exceed the sum of estimated Proved plus Probable Reserves.

Possible Reserves Possible Reserves are those unproved reserves

which analysis of geological and engineering data suggests are less likely to be recoverable than probable reserves. In this context, when probabilistic methods are used, there should be at least a 10% probability that the quantities actually recovered will equal or exceed the sum of estimated Proved plus Probable plus Possible Reserves.



CONTINGENT RESOURCES Contingent Resources are those quantities of

petroleum which are estimated, on a given date, to be potentially recoverable from known accumulations, but which are not currently considered to be commercially recoverable. It is recognized that some ambiguity may exist between the definitions of Contingent Resources and Unproved Reserves. This is a reflection of variations in current industry practice. It is recommended that if the degree of commitment is not such that the accumulation is expected to be developed and placed

on production within a reasonable timeframe, the estimated recoverable volumes for the accumulation be classified as contingent resources.

Contingent Resources may include, for example, accumulations for which there is currently no viable market, or where commercial recovery is dependent on the development of new technology, or where evaluation of the accumulation is still at an early stage.

PROSPECTIVE RESOURCES Prospective Resources are those quantities of

petroleum which are estimated, on a given date, to be potentially recoverable from undiscovered accumulations.

Undiscovered Petroleum Initially‐in‐Place Undiscovered Petroleum‐initially‐in‐place is that

quantity of petroleum which is estimated, on a given date, to be contained in accumulations yet to be discovered. The estimated potentially recoverable portion of Undiscovered Petroleum‐initially‐in‐place is classified as Prospective Resources, as defined below.

Estimated Ultimate Recovery Estimated Ultimate Recovery (EUR) is not a

resource category as such, but a term which may be applied to an individual accumulation of any status/maturity (discovered or undiscovered). Estimated Ultimate Recovery is defined as those quantities of petroleum which are estimated, on a given date, to be potentially recoverable from an accumulation, plus those quantities already produced therefrom.

Aggregation Petroleum quantities classified as Reserves,

Contingent Resources or Prospective Resources should not be aggregated with each other without due consideration of the significant differences in the criteria associated with their classification. In particular, there may be a significant risk that accumulations containing Contingent Resources or Prospective Resources will not achieve commercial production.

The Range of Uncertainty, as shown in Figura A.1.1, reflects a reasonable range of estimated potentially recoverable volumes for an individual accumulation. Any estimation of resource quantities for an accumulation is subject to both technical and commercial uncertainties, and should, in general, be quoted as a range. In the case of reserves, and where appropriate, this range of uncertainty can be reflected in estimates for Proved Reserves (1P), Proved plus Probable Reserves (2P) and Proved plus Probable plus Possible Reserves (3P) scenarios. For other resource categories, the terms Low Estimate, Best Estimate and High Estimate are recommended.



ANEXO 2. U.S. EIA METODOLOGÍA DE ESTUDIO DE LOS RECURSOS DE SHALE

La principal fuente de información acerca de los recursos de shale gas y shale oil a lo largo y ancho del mundo se encuentra condensada en los informes publicados por el U.S. Department of Energy (U.S. DOE) a través de la US Energy Information Administration (U.S. EIA). La metodología empleada se basa en información geológica y propiedades de los reservorios reunidos por la literatura técnica y los datos de las compañías disponibles públicamente a través de sus informes y presentaciones. Esta información públicamente disponible es apoyada por información interna no confidencial.

Éste reporte debe verse como un paso inicial hacia el futuro. A medida que más exploración adicione nueva información, ésta será evaluada e incorporada, haciendo del informa más riguroso.

La metodología seguida para la realización del

informe consta de los siguientes cinco pasos: 1. Descripción geológica preliminar y

caracterización de los reservorios de shale gas y shale oil.

2. Determinación del área de extensión de las formaciones principales de shale gas y shale oil.

3. Definición del área prospectiva para cada formación de shale gas y shale oil.

4. Estimación de la cantidad de shale gas y shale oil bajo riesgo.

5. Cálculo de los recursos técnicamente recuperables de shale gas y shale oil.

1. Descripción geológica preliminar y caracterización de los reservorios de shale gas y shale oil

La evaluación de los recursos comienza con la recopilación de información desde múltiples fuentes públicas y privadas para definir las bases de shale oil y shale gas y seleccionar las mayores formaciones para ser evaluadas. Las columnas estratigráficas muestran la era geológica, las fuentes rocosas y demás información.

Los datos geológicos preliminares y la información de reservorio son ensambladas para cada formación principal, donde se incluyen los siguientes ítems:

- Ambiente de deposición de la formación shale (marino vs no marino)

- Profundidad - Estructura - Intervalo total de la formación - Intervalo orgánicamente rico de la formación - Contenido orgánico total (Total Organic

Content, TOC) - Madurez termal

Estas propiedades geológicas y de reservorio son

utilizadas para obtener una primera apreciación de las características geológicas de una formación principal de shale gas o shale oil y para ayudar a seleccionar las bases de shale que se cree merecen una evaluación más intensiva.

2. Definición del Área de extensión de una formación principal de shale gas y shale oil

Una vez identificada una formación principal de shale, el paso siguiente es realizar un estudio más intensivo para definir la extensión para cada una de estas formaciones. Para esto, el equipo de estudio investiga literatura técnica de la región tan detallada

como sea posible, a fin de identificar las secciones de shale de interés. La información de secciones locales es usada para definir la extensión lateral de una formación shale en la base y/o para identificar la profundidad local y el intervalo total de la formación.



3. Definición del área prospectiva para cada formación de shale gas y shale oil

Este paso es orientado a establecer la porción de

la base que potencialmente puede ser prospectiva para el desarrollo de shale gas y shale oil. Los criterios establecidos para incluir un área prospectiva son:

- Ambiente de deposición: es un criterio importante, particularmente si se trata de un ambiente de deposición marino o no marino. Los depósitos de origen marino tienden a tener menor contenido en arcilla y mayor contenido de minerales frágiles como el cuarzo, feldespato y carbonatos. Los shale quebradizos responden de manera más favorable a la estimulación hidráulica. Las formaciones shale en depósitos no marinos (lacustre, fluviales) tienden a ser mayores en contenido de arcilla, más dúctil y menos susceptible a la estimulación hidráulica.

- Profundidad: el criterio de profundidad para

un área prospectiva es mayor a los 1000 m y menor a los 5000 m (3300-16500 ft). Las áreas menos profundas a 1000 m tienden a tener una presión de reservorio baja con lo que la fuerza impulsora para la recuperación del gas y del petróleo son débiles. Adicionalmente, las formaciones poco profundas tienen riesgo de alto contenido de agua en su sistema de fractura natural. Por otro lado, las áreas más profundas que 5000 m tienen riesgo de permeabilidad reducida, con lo que los costos de perforación y desarrollo se incrementan.

- Contenido Orgánico Total (TOC): en general,

el promedio de TOC para n área prospectiva debe ser mayor al 2 %. Los materiales

orgánicos como los fósiles microorganismos y la materia de las plantas proveen el requisito de átomos de carbono, oxígeno e hidrógeno necesarios para crear gas natural y petróleo. De esta manera, el contenido orgánico es un parámetro importante a la hora de determinar la potencial generación de hidrocarburos en una formación shale.

- Madurez Termal: Este parámetro mide el

grado en el que una formación ha sido expuesta al calor necesario para degradar la materia orgánica en hidrocarburos. La reflexión de algunos tipos de minerales (Ro %) es utilizada como una indicación de la madurez termal. La madurez termal de un área prospectiva proclive a contener petróleo tiene un Ro superior a 0.7 % e inferior a 1.0 %. Las áreas prospectivas de gas húmedo poseen un Ro entre 1.0 % y 1.3 %. Por último, las áreas prospectivas con un Ro superior al 1.3 % son típicamente áreas de gas seco.

- Ubicación geográfica: las áreas prospectivas

han sido limitadas a porciones onshore de las cuencas de shale gas y shale oil. En general, las áreas prospectivas cubren menos de la mitad de la totalidad del área de una cuenca. Además, las cuencas de shale gas y shale oil y las formaciones que contienen alto contenido de arcillas y/o tienen una alta complejidad geológica son asignadas con un factor de riesgo de área prospectiva elevado o son excluidos de entre los recursos evaluados.

4. Estimación de la cantidad de shale gas y shale oil bajo riesgo

La información geológica y el detalle geológico

son evaluados para determinar el volumen de petróleo y de gas in situ (OIP/GIP) para el área prospectiva.

A. Oil in-Place. El cálculo del volumen de petróleo in situ para una dada extensión superficial es gobernado extensamente por dos características clave de una formación

shale: el espesor de la red orgánicamente rica y la porosidad llena de petróleo. Adicionalmente, la presión y la temperatura modulan el volumen de gas en solución con el petróleo de reservorio, definido por el factor de volumen de la formación reservorio.

- Espesor de la Red Orgánicamente Rica: el

intervalo geológico que contiene al shale



orgánicamente rico es obtenido mediante estudios estratigráficos previos de las formaciones en la cuenca evaluada.

- Porosidad llena de gas y petróleo. El estudio

evalúo la porosidad a través de registros disponibles en la literatura pública. Cuando los datos de porosidad no se encuentran disponibles, el énfasis se centra en identificar la mineralogía de las formaciones shale y su madurez para estimar la porosidad según cuencas análogas de shale en USA.

- Presión: la metodología de estudio pone

especial énfasis en identificar las áreas de sobrepresión. Las condiciones de sobrepresión posibilitan que una mayor porción del petróleo sea producido antes que el reservorio alcance su punto de burbuja, donde el gas disuelto en el petróleo comienza a ser liberado. Un gradiente hidrostático de 0.433 psi/ft es utilizado cuando el dato de presión real no se encuentra disponible.

- Temperatura: el estudio evalúa información

sobre la temperatura de la formación shale. Un gradiente estándar de 1.25 ºF por cada 100 ft de profundidad y una temperatura superficial de 60 ºF han sido utilizados cuando no se dispone de la temperatura real.

Esta información es combinada utilizando

ecuaciones de reservorio ya conocidas y factores de conversión para calcular el volumen de petróleo in situ por cada milla cuadrada de superficie:

A [ac] Área prospectiva h [ft] Espesor de la red shale orgánicamente rica

Porosidad So Fracción de la porosidad que se encuentra llena de petróleo (So), en lugar de agua (Sw) o gas (Sg) Boi Factor de volumen del gas en la formación.

En el caso del factor Boi, éste es utilizado para

ajustar el volumen de petróleo en el reservorio -típicamente superior con el gas en solución- en relación al volumen en los barriles de almacenamiento. Los datos de presión del reservorio, la temperatura y la madurez termal son utilizados para estimar este parámetro. El procedimiento de cálculo es provisto por textos de ingeniería de reservorios estándar *7. Adicionalmente, Este factor también puede ser estimado por correlaciones como: McCain, W. D. The Properties of Petroleum Fluids. Second edition, 1990. Page 320.

Generalmente, el shale oil de un reservorio contiene gas en solución o gas asociado. Una serie de cálculos ingenieriles involucrando la presión de reservorio, temperatura y datos de formaciones de shale oil análogas en USA son utilizados para estimar el volumen de gas asociado in situ. Según la presión en un reservorio de shale oil decaiga debajo de su punto de burbuja, una porción del gas en solución se separará del petróleo creando una fase gaseosa en el reservorio. En este punto, tanto el petróleo -con gas remanente en solución- como el gas libre serán producidos.

B. Gas in-Place. El cálculo del volumen de gas libre in situ para una dada extensión es gobernada, en amplia medida, por cuatro características de la formación shale -espesor de la red orgánicamente rica, porosidad llena de gas, presión y temperatura-.

- Espesor de la Red Orgánicamente Rica: el

intervalo geológico que contiene al shale orgánicamente rico es obtenido mediante estudios estratigráficos previos de las formaciones en la cuenca evaluada.

- Porosidad llena de gas. El estudio evalúo la

porosidad a través de registros disponibles en la literatura pública. Cuando los datos de porosidad no se encuentran disponibles, el énfasis se centra en identificar la mineralogía de las formaciones shale y su madurez para estimar la porosidad según cuencas análogas de shale en USA.

*7 US Department of Energy. US Energy Information Administration. Technically Recoverable Shale Oil & Shale Gas Resources:

An Assessment of 137 Shale Formations in 41 Countries Outside the United States. United States, 2013.



- Presión: la metodología de estudio pone especial énfasis en identificar las áreas de sobrepresión. Las condiciones de sobrepresión posibilitan que una mayor porción del petróleo sea producido antes que el reservorio alcance su punto de burbuja, donde el gas disuelto en el petróleo comienza a ser liberado. Un gradiente hidrostático de 0.433 psi/ft es utilizado cuando el dato de presión real no se encuentra disponible.

- Temperatura: el estudio evalúa información

sobre la temperatura de la formación shale. Un gradiente estándar de 1.25 ºF por cada 100 ft de profundidad y una temperatura superficial de 60 ºF han sido utilizados cuando no se dispone de la temperatura real.

Esta información es combinada utilizando

ecuaciones de reservorio ya conocidas y factores de conversión para calcular el volumen de petróleo in situ por cada milla cuadrada de superficie:

donde

A [ac] Área prospectiva h [ft] Espesor de la red shale orgánicamente rica

Porosidad Sg Fracción de la porosidad que se encuentra llena de gas (Sg), en lugar de agua (Sw) o petróleo (So) P [psi] Factor de volumen del gas

T [ºR] Factor de volumen del gas Bg Factor de volumen del gas

En el caso del factor Bg, éste incluye al factor de

desviación del gas (Z), cuyo cálculo puede encontrarse en cualquier publicación estándar de ingeniería de reservorios.

C. Absorbed Gas in-Place. Adicionalmente al gas libre, dadas sus características, las formaciones shale pueden albergar significativas cantidades de gas absorbido en

la superficie de los orgánicos -y arcillas- en la formación shale.

Una isoterma de Langmiur es establecida para el

área prospectiva de la cuenca empleando información disponible sobre el TOC y la madurez termal para establecer el volumen de Langmiur (VL) y la Presión de Langmiur (PL). Así, el volumen de gas absorbido in situ es calculado utilizando la siguiente fórmula:

Después, el contenido de gas GC –medido

típicamente como volumen de gas por unidad de peso del shale [ft3/T]- es convertido a unidades de concentración de gas (GIP por milla cuadrada) utilizando el valor real o un valor típico para la densidad del shale -los valores de densidad del shale suelen ser de 2650 Kg/m3, esto depende de la mineralogía y del contenido orgánico del shale-.

La estimación del volumen y la presión de Langmiur para el volumen de gas absorbido in situ se basan en literatura técnica de información pública o en información interna del US EIA sobre trabajos previos en varias cuencas de shale en USA y el mundo.

En general, el volumen de Langmiur (VL) es función de la riqueza orgánica y de la madurez termal del shale. La presión de Langmiur (PL) es función de cuán rápido el gas absorbido en los orgánicos dentro de la matriz de shale es liberado en función de una disminución finita en la presión.

El gas libre y el gas absorbido in situ son combinados para estimar la concentración del recurso para el área prospectiva de la cuenca de shale gas.

D. Determinación de los Factores de Riesgo Dos factores de evaluación del riesgo

establecidos son utilizados para estimar el OIL y el GIP bajo riesgo dentro del área prospectiva de la formación de shale gas y shale oil.

- Factor de Probabilidad de Desempeño Exitoso: este factor capta la posibilidad de que al menos una porción significativa de la formación shale provea petróleo y/o gas a



una tasa de flujo atractiva y sea desarrollado. Cuanto más limitada sea la información geológica y de reservorio, menor será este factor, llegando a tenerse cuencas con un factor de entre 30-40 %. Conforme se realicen perforaciones de exploración, se efectúe testeo y producción y se consiga información sobre la viabilidad de las formaciones shale a ser explotadas, el factor de probabilidad de éxito aumentará.

- Factor de Éxito (Riesgo) del Área

Prospectiva: este factor combina una serie de aspectos que pueden relegar a una porción del área prospectiva a ser improductiva. Esto involucra áreas con elevada complejidad geológica, áreas con alta madurez termal (Ro entre 0.7-0.8 %), el borde exterior de las áreas prospectivas con bajo espesor de la red orgánicamente rica,

etc. También captura la cantidad de información disponible de las propiedades geológicas y las características del reservorio, así como también la actividad en el área prospectiva de la cuenca para determinar qué porción del área prospectiva se encuentra suficientemente fuera de riesgos. Tal como estas actividades continúen desarrollándose, obteniéndose una definición más rigurosa del área prospectiva, este factor cambiará.

Estos dos factores de éxito/riesgo son

combinados para derivar un único factor de éxito combinado el cual evaluará el riesgo del la cuantía de OIP y GIP para el área prospectiva. La historia de la exploración de shale gas y shale oil muestra que con el tiempo los factores de éxito/riesgo mejoran, particularmente el Factor de Éxito del Área prospectiva.

5. Cálculo de los recursos técnicamente recuperables de shale gas y shale oil La cuantía de recurso técnicamente recuperable

es establecida multiplicando el volumen de OIL y de GIP bajo riesgo por un Factor de Eficiencia de Recuperación de shale oil & gas. Este factor emplea información de mineralogía del shale para determinar su respuesta frente a la estimulación hidráulica para romper la matriz de shale, además de considerar información adicional que pueda impactar sobre la producción de un pozo como la presencia de microfracturas naturales, la ausencia de fallas geológicas, el estado de estrés (compresibilidad) para las formaciones de shale en el área prospectiva, y la diferencia de presión entre la presión original del reservorio y el punto de burbuja del mismo. En base a estas características se definan tres Factores de Eficiencia de Recuperación básicos, tanto para shale oil como para shale gas.

Favorable Oil Recovery 6 % Favorable Gas Recovery 25 % Average Oil Recovery 4-5 % Average Gas Recovery 20 % Less Favorable Oil Recovery 3 % Less Favorable Gas Recovery 15 %

Para el shale oil, un Factor de Eficiencia de

Recuperación superior al 8 % puede ser aplicado sólo en pocos casos excepcionales para áreas con muy buenas propiedades de reservorio o una performance

con flujos de producción elevados. Mientras que un Factor de Eficiencia de Recuperación inferior al 2 % es aplicado en casos de severa baja presión y alta complejidad del reservorio.

En el caso del shale gas, un Factor de Eficiencia de Recuperación de 30 % puede ser aplicado en casos excepcionales para áreas con un excelente performance o flujos de producción muy altos. Un Factor de Eficiencia de Recuperación de 10 % puede aplicarse en casos de severa baja presión y complejidad del reservorio. Los Factores de Eficiencia de Recuperación para el gas asociado (en solución) son escalados con los Factor de Eficiencia de Recuperación de petróleo.



ANEXO 3. ESTIMACIÓN DE GAS NATURAL Y PETRÓLEO EN EL MUNDO

Tabla A.3.1. Estimación de la U.S. EIA sobre los volúmenes de gas natural en el mundo

Reservas Probadas de Gas Natural

(2013)


Probados de Shale Gas (2013)


Recuperables no Porbados de Gas Natural (2012)


Totales

Europa 145 470 184 799

Bulgaria 0 17

Dinamarca 2 32

Francia 0 137

Alemania 4 17

Países Bajos 43 26

Noruega 73 0

Polonia 3 148

Rumania 4 51

España 0 8

Suecia ‐ 10

Reino Unido 2 9 26

Ex Unión Soviética 2,178 415 2,145 4,738

Lituania ‐ 0

Rusia 1,688 287

Ucrania 39 128

América del Norte 403 1,685 2,223 4,312

Canadá 68 573

México 17 545

USA 318 567 1,546 2,431

Asia‐Pacífico 418 1,607 858 2,883

Australia 43 437

China 124 1 115

Indonesia 108 46

Mongolia ‐ 4

Tailandia 10 5

Asia del Sur 86 201 183 470

India 44 96

Pakistán 24 105


3,117 1,003 1,651 5,772

Algeria 159 707

Egipto 77 100

Jordan 0 7

Libia 55 122

Marruecos 0 12

Tunisia 2 23



Turquía 0 24

Sahara del Oeste ‐ 8

África Sub‐Sahara 222 390 831 1,443

Mauritania 1 0

Sudáfrica ‐ 390

América del Sur y Caribe 269 1,430 766 2,465

Argentina 12 802

Bolivia 10 36

Brasil 14 245

Chile 3 48

Colombia 6 55

Paraguay ‐ 75

Uruguay ‐ 2

Venezuela 195 167

Total 6,839 7,201 8,842 22,882Fuente: U.S. Energy Information Administration (EIA. Technically Recoverable Shale Oil and Shale Gas Resources: An Assessment of 137 Shale Formationes in 41 Countries Outside the United States. United States, June 2013.

Tabla A.3.2. Estimación de la U.S. EIA sobre los volúmenes de petróleo crudo en el mundo

Reservas Probadas de

Petróleo Crudo (2013)


Probados de Shale Oil (2013)


Recuperables no Porbados de

Petróleo (2012)


Totales

Europa 11,748 12,900 14,638 39,286

Bulgaria 15 200

Dinamarca 805 0

Francia 85 4,700

Alemania 254 700

Países Bajos 244 2,900

Noruega 5,366 0

Polonia 157 3,300

Rumania 600 300

España 150 100

Suecia ‐ 0

Reino Unido 3,122 700

Ex Unión Soviética 118,886 77,200 114,481 310,567

Lituania 12 300

Rusia 80,000 75,800

Ucrania 395 1,100

América del Norte 208,550 80,000 305,546 594,096

Canadá 173,105 8,800

México 10,264 13,100

USA 25,181 58,100 139,311 222,592

Asia‐Pacífico 41,422 61,000 64,362 166,784

Australia 1,433 17,500

China 25,585 32,200

Indonesia 4,030 7,900



Mongolia ‐ 3,400

Tailandia 453 0

Asia del Sur 5,802 12,900 8,211 26,913

India 5,476 3,800

Pakistán 248 9,100


867,463 42,900 463,407 1,373,770

Algeria 12,200 5,700

Egipto 4,400 4,600

Jordan 1 100

Libia 48,010 26,100

Marruecos 1 0

Tunisia 425 1,500

Turquía 270 4,700

Sahara del Oeste ‐ 200

África Sub‐Sahara 62,553 100 140,731 203,384

Mauritania 20 100

Sudáfrica 15 0

América del Sur y Caribe 325,930 59,700 258,234 643,864

Argentina 2,805 27,000

Bolivia 210 600

Brasil 13,154 5,300

Chile 150 2,300

Colombia 2,200 6,800

Paraguay ‐ 3,700

Uruguay ‐ 600

Venezuela 297,570 13,400

Total 1,642,354 345,000 1,369,610 3,356,964Fuente: U.S. Energy Information Administration (EIA. Technically Recoverable Shale Oil and Shale Gas Resources: An Assessment of 137 Shale Formationes in 41 Countries Outside the United States. United States, June 2013.



ANEXO 4. REGISTRO DE RESERVAS PROBADAS POR CUENCA EN ARGENTINA

Tabla A.4.1. Reservas probadas de gas natural por cuenca en argentina [MMm3]

Austral Cuyana Golfo de San

Jorge Neuquina Noroeste Total

1999 159,126 879 30,387 364,554 165,363 720,309

2000 171,118 733 39,044 390,425 153,524 754,844

2001 175,988 504 47,396 377,890 161,748 763,526

2002 148,617 539 40,264 344,410 129,478 663,308

2003 138,218 509 38,037 311,019 124,503 612,286

2004 131,609 454 36,727 275,065 97,923 541,778

2005 123,704 312 35,501 204,665 74,739 438,921

2006 123,638 692 43,642 202,543 75,641 446,156

2007 122,799 519 41,046 194,265 83,284 441,913

2008 116,219 566 42,963 176,889 61,893 398,530

2009 114,041 925 44,397 157,613 61,845 378,821

2010 106,559 1,081 45,915 161,535 43,643 358,733

2011 103,945 1,062 48,552 145,291 33,643 332,493

2012 100,781 761 48,446 133,699 31,820 315,508

Fuente: Secretaría de Energía de la Nación (SEN). Datos hasta final de vida útil.

Tabla A.4.2. Reservas probadas de petróleo por cuenca en argentina [Mm3]

Austral Cuyana Golfo de San

Jorge Neuquina Noroeste Total

1999 25,759 37,023 168,148 214,764 32,713 478,407

2000 22,058 34,697 173,407 207,150 30,325 467,637

2001 24,836 32,798 182,017 188,774 29,249 457,674

2002 24,401 31,095 188,031 179,375 25,324 448,226

2003 19,182 28,877 195,871 161,780 19,301 425,011

2004 19,280 27,765 188,116 147,597 11,168 393,926

2005 14,788 27,783 179,294 118,045 9,154 349,064

2006 14,538 24,926 252,190 111,976 7,633 411,263

2007 15,464 25,153 248,903 114,181 8,596 412,297

2008 14,559 26,279 247,835 105,236 6,783 400,692

2009 13,650 33,618 244,422 100,316 7,290 399,296

2010 13,451 33,543 253,758 94,262 6,308 401,322

2011 12,943 33,056 257,969 84,912 5,115 393,995

2012 12,649 23,915 251,824 81,224 4,677 374,289

Fuente: Secretaría de Energía de la Nación (SEN). Datos hasta final de vida útil.



ANEXO 5. REGISTRO DE RESERVAS Y RECURSOS EN ARGENTINA

Tabla A.5.1. Registro histórico de reservas y recursos de gas natural en Argentina (2004‐2012) [MMm3]

Reservas Recursos Contingentes Probadas Probables Posibles

2004 573,844 268,755 ‐ ‐

2005 438,951 248,857 ‐ ‐ 2006 446,156 227,039 251,709 148,374 2007 441,974 202,673 201,571 124,473 2008 398,529 141,512 201,897 245,199 2009 378,820 156,400 208,549 206,825 2010 358,727 132,790 180,237 206,741 2011 332,511 137,398 155,600 197,607 2012 315,508 143,269 145,814 203,847


Tabla A.5.2. Registro histórico de reservas y recursos de petróleo en Argentina (2004‐2012) [Mm3]

Reservas Recursos Contingentes Probadas Probables Posibles

2004 396,004 158,408 ‐ ‐

2005 349,097 153,325 ‐ ‐ 2006 411,262 148,664 219,430 28,403 2007 415,914 150,140 140,868 48,442 2008 400,698 131,644 110,787 185,588 2009 399,297 136,128 116,190 90,112 2010 401,308 138,162 114,191 85,372 2011 393,996 131,534 101,185 73,986 2012 374,289 124,249 92,527 82,527




ANEXO 6. REGISTRO DE PRODUCCIÓN POR CUENCA EN ARGENTINA

Tabla A.6.1. Registro histórico de producción de gas natural en Argentina por cuenca (2001‐2012) [Mm3]

Producción de Gas por Cuenca [Mm3]

Austral Cuyana Golfo de San Jorge Neuquina Noroeste Total

2001 8,979,375 74,198 3,203,675 25,880,989 7,835,809 45,974,046

2002 8,829,119 81,278 3,468,325 25,624,960 7,885,380 45,889,062

2003 9,013,310 81,319 3,605,582 29,814,395 8,117,909 50,632,515

2004 9,289,332 64,406 3,839,780 31,728,127 7,462,787 52,384,432

2005 9,604,424 64,416 4,295,417 30,501,129 7,107,359 51,572,745

2006 10,293,456 62,219 4,608,663 29,765,949 7,048,244 51,778,531

2007 9,271,041 58,423 4,945,610 29,903,665 6,827,505 51,006,244

2008 9,132,780 57,900 4,962,429 29,481,174 6,880,214 50,514,497

2009 9,917,641 59,516 5,190,584 26,970,367 6,280,379 48,418,487

2010 10,435,564 59,166 5,230,898 25,980,596 5,403,097 47,109,321

2011 10,818,434 61,403 4,879,132 25,156,149 4,608,614 45,523,732

2012 11,136,552 58,284 5,219,448 23,856,274 3,852,808 44,123,366

2013 10,513,837 58,121 5,234,101 22,642,012 3,260,199 41,708,270


Tabla A.6.2. Registro histórico de producción de petróleo en Argentina por cuenca (2001‐2012) [m3]

Producción de Petróleo por Cuenca [m3]

Austral Cuyana Golfo de San Jorge Neuquina Noroeste Total

2001 4,010,697 2,589,777 15,387,667 22,215,773 1,230,538 45,434,452

2002 3,389,976 2,835,551 15,762,981 20,924,012 1,197,906 44,110,426

2003 2,943,309 2,643,330 16,039,872 20,035,183 1,105,214 42,766,908

2004 2,723,252 2,373,014 16,513,739 18,028,217 1,013,860 40,652,082

2005 2,350,959 2,271,772 16,491,662 16,601,659 916,156 38,632,208

2006 2,300,068 2,199,396 16,731,355 16,139,957 845,993 38,216,769

2007 1,813,292 2,095,631 16,138,238 16,397,082 871,901 37,316,144

2008 1,964,565 2,023,674 15,393,898 16,395,718 868,464 36,646,319

2009 2,028,550 1,914,797 15,914,673 15,484,039 807,730 36,149,789

2010 1,850,255 1,882,905 15,868,174 14,993,048 719,704 35,314,086

2011 1,730,604 1,871,771 14,786,290 14,214,923 629,732 33,233,320

2012 1,882,629 1,816,409 15,216,666 13,523,143 611,340 33,050,187

2013 1,432,031 1,753,229 15,025,679 12,644,782 471,890 31,327,610




ANEXO 7. CONSUMO DE GAS NATURAL POR SECTOR EN ARGENTINA

Tabla A.7.1. Consumo argentino de gas natural por sector [Mm3]

Residencial Comercial Industria Centrales Eléctricas

GNC SDB Total

1999 6,556,744 1,340,290 9,776,632 10,679,852 1,508,915 312,452 30,174,885

2000 6,967,136 1,393,400 9,964,785 10,898,686 1,677,234 337,076 31,238,317

2001 6,717,209 1,360,123 9,626,612 8,897,951 1,850,565 334,500 28,786,960

2002 6,655,864 1,340,615 9,797,259 7,783,935 2,040,319 371,738 27,989,730

2003 6,862,408 1,410,822 10,682,871 8,750,872 2,639,989 417,298 30,764,260

2004 6,910,376 1,488,285 11,226,085 10,343,291 3,044,449 460,263 33,472,749

2005 7,443,171 1,532,423 11,335,299 10,690,040 3,167,844 516,227 34,685,004

2006 7,401,098 1,472,703 12,525,546 11,430,006 3,042,863 547,174 36,419,390

2007 8,999,864 1,662,838 12,090,829 12,181,673 2,857,817 658,111 38,451,132

2008 8,520,621 1,609,601 12,370,790 12,981,927 2,728,461 657,907 38,869,307

2009 8,469,112 1,680,643 11,804,892 12,436,304 2,632,869 669,604 37,693,424

2010 9,182,349 1,680,482 12,037,781 11,519,388 2,664,166 727,349 37,811,515

2011 9,552,089 1,676,544 12,511,707 12,951,424 2,761,089 878,538 40,331,391

2012 10,031,821 1,787,149 11,661,256 14,350,359 2,784,982 936,731 41,552,298

Fuente: Ente Nacional Regulador del Gas (ENARGAS)



ANEXO 8. PROPIEDADES DE LAS FORMACIONES SHALE GAS EN ARGENTINA

Tabla A.8.1. Recursos prospectivos de shale gas y sus propiedades en la formación de shale Los Molles dentro de la base prospectiva de Neuquén

Tabla A.8.2. Recursos prospectivos de shale gas y sus propiedades en la formación de shale Vaca Muerta dentro de la base prospectiva de Neuquén

Cuenca Neuquén Cuenca Neuquén

Formación Shale Los Molles Formación Shale Vaca Muerta

Era Geológica M. Jurassic Era Geológica U. Jurassic ‐ L. Cretaceous

Ambiente de Sedimentación Marino Ambiente de Sedimentación Marino

Área Prospectiva [mi2] 2,750 2,380 8,140 Área Prospectiva [mi2] 4,840 3,270 3,550

Espesor Orgánicamente rico [ft]

800 800 800


500 500 500

Net [ft] 300 300 300 Net [ft] 325 325 325

Profundidad Intervalo [ft] 6,500 ‐ 9,500 9,500 ‐ 13,000 13,000 ‐ 16,400 Profundidad Intervalo [ft] 3,000 ‐ 9,000 4,500 ‐ 9,000 5500 ‐ 10000

Promedio [ft] 8,000 11,500 14,500 Promedio [ft] 5,000 6,500 8,000

Presión de Reservorio Highly

Overpressure Highly

Overpressure Highly

Overpressure Presión de Reservorio

Highly Overpressure

Highly Overpressure

Highly Overpressure

TOC promedio (% masa) 2.0 2.0 2.0 TOC promedio (% masa) 5.0 5.0 5.0

Madurez Termal (% R0) 0.85 1.15 2.20 Madurez Termal (% R0) 0.85 1.15 1.50

Contenido de Arcilla Low/Medium Low/Medium Low/Medium Contenido de Arcilla Low/Medium Low/Medium Low/Medium

Fase Gaseosa Associated Gas Wet Gas Dry Gas Fase Gaseosa Associated Gas Wet Gas Dry Gas

Concentración GIP [BCF/mi2] 49.3 118.0 190.1 Concentración GIP [BCF/mi2] 66.1 185.9 302.9

GIP Bajo Riesgo [TCF] 67.8 140.3 773.8 GIP Bajo Riesgo [TCF] 192.0 364.8 645.1

GIP Técnicamente Recuperable [TCF]

8.1 35.1 232.1


23.0 91.2 193.5



Gorrini, Federico Alberto _____75


Tabla A.8.3. Recursos prospectivos de shale gas y sus propiedades en la formación de shale Aguada Bandera dentro de la base prospectiva del Golfo de San Jorge

Tabla A.8.4. Recursos prospectivos de shale gas y sus propiedades en la formación de shale Pozo D‐129 dentro de la base prospectiva del Golfo de San Jorge

Cuenca San Jorge Cuenca San Jorge

Formación Shale Aguada Bandera Formación Shale Pozo D‐129

Era Geológica U. Jurassic ‐ L. Cretaceous Era Geológica L. Cretaceous

Ambiente de Sedimentación Lacustrino Ambiente de Sedimentación Lacustrino

Área Prospectiva [mi2] 8,380 Área Prospectiva [mi2] 920 540 4,120


1600


1200 1200 1200

Net [ft] 400 Net [ft] 420 420 420

Profundidad Intervalo [ft] 6,500 ‐ 16,000 Profundidad Intervalo [ft] 6,600 ‐ 8,000 8,000 ‐ 10,000 10,000 ‐ 16,400

Promedio [ft] 13,000 Promedio [ft] 7,300 9,000 12,000

Presión de Reservorio Normal Presión de Reservorio Normal Normal Normal

TOC promedio (% masa) 2.2 TOC promedio (% masa) 2.0 2.0 2.0

Madurez Termal (% R0) 3.00 Madurez Termal (% R0) 0.85 1.15 2.00

Contenido de Arcilla Medium/High Contenido de Arcilla Medium/High Medium/High Medium/High

Fase Gaseosa Dry Gas Fase Gaseosa Associated Gas Wet Gas Dry Gas

Concentración GIP [BCF/mi2] 151.7 Concentración GIP [BCF/mi2] 41.2 103.4 163.3

GIP Bajo Riesgo [TCF] 254.2 GIP Bajo Riesgo [TCF] 9.1 13.4 161.5


50.8


0.5 2.0 32.3





Tabla A.8.5. Recursos prospectivos de shale gas y sus propiedades en la formación de shale L.Inoceramus‐Magnas Verdes dentro de la base prospectiva Austral‐Magallanes

Tabla A.8.6. Recursos prospectivos de shale gas y sus propiedades en la formación de shale Ponta Grossa dentro de la base prospectiva Paraná

Cuenca Austral ‐ Magallanes Cuenca Paraná

Formación Shale L. Inoceramus ‐ Magnas Verdes Formación Shale Ponta Grossa

Era Geológica L. Cretaceous Era Geológica Devonian


Área Prospectiva [mi2] 4,620 4,600 4,310 Área Prospectiva [mi2] 270 2,230


800 800 800


400 400

Net [ft] 400 400 400 Net [ft] 200 200

Profundidad Intervalo [ft] 6,600 ‐ 11,000 9,000 ‐ 14,500 11,500 ‐ 16,400 Profundidad Intervalo [ft] 9,000 ‐ 10,000 10,000 ‐ 11,500

Promedio [ft] 8,000 11,500 13,500 Promedio [ft] 9,500 10,500

Presión de Reservorio Slightly

Overpressure Slightly

Overpressure Slightly

Overpressure Presión de Reservorio Normal Normal

TOC promedio (% masa) 3.5 3.5 3.5 TOC promedio (% masa) 2.0 2.0

Madurez Termal (% R0) 0.85 1.15 1.60 Madurez Termal (% R0) 1.15 1.40

Contenido de Arcilla Low/Medium Low/Medium Low/Medium Contenido de Arcilla Low/Medium Low/Medium

Fase Gaseosa Associated Gas Wet Gas Dry Gas Fase Gaseosa Wet Gas Dry Gas

Concentración GIP [BCF/mi2] 32.5 113.8 155.9 Concentración GIP [BCF/mi2] 34.9 56.9

GIP Bajo Riesgo [TCF] 67.5 235.6 302.4 GIP Bajo Riesgo [TCF] 1.1 15.2


6.8 47.1 75.6


0.2 3.0





ANEXO 9. PROPIEDADES DE LAS FORMACIONES SHALE OIL EN ARGENTINA

Tabla A.9.1. Recursos prospectivos de shale oil y sus propiedades en la formación de shale Los Molles dentro de la base prospectiva de Neuquén

Tabla A.9.2. Recursos prospectivos de shale oil y sus propiedades en la formación de shale Vaca Muerta dentro de la base prospectiva de Neuquén

Cuenca Neuquén Cuenca Neuquén

Formación Shale Los Molles Formación Shale Vaca Muerta

Era Geológica M. Jurassic Era Geológica U. Jurassic ‐ L. Cretaceous


Área Prospectiva [mi2] 2,750 2,380 Área Prospectiva [mi2] 4,840 3,270


800 800


500 500

Net [ft] 300 300 Net [ft] 325 325

Profundidad Intervalo [ft] 6,500 ‐ 9,500 9,500 ‐ 13,000 Profundidad Intervalo [ft] 3,000 ‐ 9,000 4,500 ‐ 9,000

Promedio [ft] 8,000 11,500 Promedio [ft] 5,000 6,500

Presión de Reservorio Highly Overpressure Highly Overpressure Presión de Reservorio Highly Overpressure Highly Overpressure

TOC promedio (% masa) 2.0 2.0 TOC promedio (% masa) 5.0 5.0

Madurez Termal (% R0) 0.85 1.15 Madurez Termal (% R0) 0.85 1.15

Contenido de Arcilla Low/Medium Low/Medium Contenido de Arcilla Low/Medium Low/Medium

Fase Gaseosa Oil Condensate Fase Gaseosa Oil Condensate Concentración OIP [MMbbl/mi2]

36.4 9.2

Concentración OIP [MMbbl/mi2]

77.9 22.5

OIP Bajo Riesgo [BBbbl] 50.0 11.0 OIP Bajo Riesgo [BBbbl] 226.2 44.2

OIP Técnicamente Recuperable [BBbbl]

3.0 0.7


13.6 2.7





Tabla A.9.3. Recursos prospectivos de shale oil y sus propiedades en la formación de shale Pozo D‐129 dentro de la base prospectiva del Golfo de San Jorge

Tabla A.9.4. Recursos prospectivos de shale oil y sus propiedades en la formación de shale L.Inoceramus‐Magnas Verdes dentro de la base prospectiva Austral‐Magallanes

Cuenca San Jorge Cuenca Austral ‐ Magallanes

Formación Shale Pozo D‐129 Formación Shale L. Inoceramus ‐ Magnas Verdes

Era Geológica L. Cretaceous Era Geológica L. Cretaceous

Ambiente de Sedimentación Lacustrino Ambiente de Sedimentación Marino

Área Prospectiva [mi2] 920 540 Área Prospectiva [mi2] 4,620 4,600


1200 1200


800 800

Net [ft] 420 420 Net [ft] 400 400

Profundidad Intervalo [ft] 6,600 ‐ 8,000 8,000 ‐ 10,000 Profundidad Intervalo [ft] 6,600 ‐ 11,000 9,000 ‐ 14,500

Promedio [ft] 7,300 9,000 Promedio [ft] 8,000 11,500

Presión de Reservorio Normal Normal Presión de Reservorio Slightly Overpressure Slightly Overpressure

TOC promedio (% masa) 2.0 2.0 TOC promedio (% masa) 3.5 3.5

Madurez Termal (% R0) 0.85 1.15 Madurez Termal (% R0) 0.85 1.15

Contenido de Arcilla Medium/High Medium/High Contenido de Arcilla Low/Medium Low/Medium

Fase Gaseosa Oil Condensate Fase Gaseosa Oil Condensate Concentración OIP [MMbbl/mi2]

63.7 20.3

Concentración OIP [MMbbl/mi2]

48.4 14.8

OIP Bajo Riesgo [BBbbl] 14.1 2.6 OIP Bajo Riesgo [BBbbl] 100.6 30.6


0.4 0.1


5.0 1.5





ANEXO 10. RESERVAS Y RECURSOS CONVENCIONALES Y NO CONVENCIONALES EN ARGENTINA Tabla A.10.1. Reservas y recursos convencionales y no‐convencionales en Argentina

Petróleo

Convencional Shale Oil Subtotal

Gas Convencional

Shale Gas Subtotal

[Mm3] [Mm3] [Mm3] [MMm3] [MMm3] [MMm3]

Reservas Probadas (1) 393,996

4,293,000

393,996 332,511

22,690,000

332,511

Reservas Probables (1) 131,534

4,336,295

137,398

23,748,906 Reservas Posibles (1) 101,185 155,600

Recursos Contingentes (1) 73,986 197,607

Recursos Prospectivos (2) 43,295 726,395

Total 743,996 4,293,000 4,730,291 1,549,511 22,690,000 24,081,417

Tabla A.10.2. Comparación de reservas y recursos convencionales y no‐convencionales en Argentina en volumen de petróleo equivalente

Petróleo

Convencional Shale Oil Subtotal Gas Convencional Shale Gas Subtotal Energía Total

[MMm3] [MMm3] [MMm3] [MMm3] [MMm3] [MMm3] [MMm3]

Reservas Probadas (1) 394

4,293

394 353

24,120

353 747

Reservas Probables (1) 132

4,336

146

25,245 29,582 Reservas Posibles (1) 101 165

Recursos Contingentes (1) 74 210

Recursos Prospectivos (2) 43 772

Total 744 4,293 4,730 1,647 24,120 25,599 30,804

Total [%] 2.4% 13.9% 15.4% 5.3% 78.3% 83.1%



Tabla A.10.3. Relación R/C de las reservas y recursos convencionales y no‐convencionales vs sus respectivos consumos en Argentina

Petróleo

Convencional Shale Oil Subtotal Gas Convencional Shale Gas Subtotal

[años] [años] [años] [años] [años] [años]

Reservas Probadas (1) 12

130

12 7

510

7

Reservas Probables (1) 4

132

3

534 Reservas Posibles (1) 3 3

Recursos Contingentes (1) 2 4

Recursos Prospectivos (2) 1 16

Total 23 130 144 35 510 541

Fuente: 1) Secretaría de Energía de la Nación. 2011. Datos hasta final de vida útil. En esta base de datos las reservas no han sido adicionadas tal como establecen las

definiciones de la SPE, sino que prevalecen discriminadas. 2) USGS Model for Undiscovered for Conventional Oil, Gas and NGL Resources. Seventh approximation. 2000. En el

informe se estiman los recursos últimos que contendrían las 5 cuencas sedimentarias actualmente en explotación en la Argentina, sobre 20 cuencas que potencialmente podrían

contener hidrocarburos. Este valor representa sólo a los recursos prospectivos. 3) U.S. Energy Information Administration (EIA. Technically Recoverable Shale Oil and Shale Gas

Resources: An Assessment of 137 Shale Formations in 41 Countries Outside the United States. United States, June 2013. 4) British Petroleum (BP). Statistical Review of World

Energy. United Kingdom, London, June 2013.



BIBLIOGRAFÍA

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2. U.S. Department of Energy (U.S. DOE). U.S. Energy Information Administration (U.S. EIA). Technically Recoverable Shale Oil and Shale Gas Resources: An Assessment of 137 Shale Formations in 41 Countries Outside the United States (June 2013 ‐ corrected Excecutive Summary). United States, June 2013.

3. British Petroleum (BP). Statistical Review of World Energy June 2013. United Kingdom, London, June 2013.

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10. Instituto Argentino del Petróleo y del Gas (IAPG). El abecé del Petróleo y el Gas en el Mundo y en la Argentina. 3era edición. Argentina, Buenos Aires, Febrero 2009.

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16. Instituto Argentino de la Energía (IAE). Revista “Proyecto Energético”. Hidrocarburos no Convencionales. Número 96. Argentina, Noviembre 2012,

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18. U.S. Geological Survey (USGS). An Estimate of Undiscovered Conventional Oil & Gas Resources of the World, 2012. United States, Denver, April 2012.

19. Exxon Mobile. The Outlook for Energy: A View to 2040. United States, Texas, Irving, 2013.

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21. Infobae. “Para Montamat, el déficit energético se elevará a US$ 9,000 millones en 2014”. Enero 2014. http://www.infobae.com/2014/01/09/1536029‐para‐montamat‐el‐deficit‐energetico‐se‐elevara‐us9000‐millones‐2014.

22. América Economía. “Informe revela que la producción petrolera de Argentina cae al nivel de hace 20 años”. Julio 2013. http://www.americaeconomia.com/negocios‐industrias/informe‐revela‐que‐produccion‐petrolera‐de‐argentina‐cae‐al‐nivel‐de‐hace‐20‐ano.

23. Defonline.com. “Ferioli: un desafío no convencional”. Noviembre 2013. http://www.defonline.com.ar/?p=21046.

24. Chambouleyron, Andrés. “La magnitud de los subsidios al gas y a la electricidad”. La Voz. Diciembre 2013. http://www.lavoz.com.ar/opinion/la‐magnitud‐de‐los‐subsidios‐al‐gas‐y‐la‐electricidad.

25. Rossi, Antonio. “Crisis energética: la Importación de gas por barco aumentaría un 20 % en 2014”. Clarín. Febrero 2014. http://www.clarin.com/politica/Crisis‐energetica‐importacion‐barco‐aumentaria_0_993500695.html.

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28. Canton, Marcelo. “Para desarrollar Loma La Lata hacen falta hasta US$ 200,000 millones”. Clarín. Enero 2014. http://www.clarin.com/politica/desarrollar‐Loma‐Lata‐US‐millones_0_959904066.html.

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37. Gandini, Nicolás. “YPF bajó un 30 % los costos pero todavía falta para lo que quiere Galuccio”. El Inversor online. Marzo 21, 2014. http://elinversoronline.com/2014/03/pese‐a‐la‐desaceleracion‐economica‐se‐duplicara‐la‐importacion‐de‐naftas‐para‐cubrir‐la‐demanda/?utm_source=general&utm_campaign=59c400992b‐elinversoronline_com_200314&utm_medium=email&utm_term=0_80878854d5‐59c400992b‐5009201

38. “Vaca Muerta está limitada por el equipamiento, no por el capital”. La Mañana Neuquén. Enero 26, 2014. http://www.lmneuquen.com.ar/noticias/2012/5/25/vaca‐muerta‐esta‐limitada‐por‐el‐equipamiento‐no‐por‐el‐capital_148732

39. “Confirmado: Chevron invertirá US$ 7,500 millones para extraer shale oil en Vaca Muerta”. El Inversor online. Abril 10, 2014. http://elinversoronline.com/2014/04/confirmado‐chevron‐invertira‐us‐7500‐millones‐para‐extraer‐shale‐oil‐en‐vaca‐muerta/

40. Petroquímica. Petróleo, Gas y Química. “Proponen la construcción de un Corredor Logístico como columna vertebral de Vaca Muerta”. Abril 10, 2014. http://revistapetroquimica.com/proponen‐la‐construccion‐de‐un‐corredor‐logistico‐como‐columna‐vertebral‐de‐vaca‐muerta/

41. El Inversor online. “Para bajar costos, YPF quiere producir arenas de fractura en Chubut. Abril 23, 2014. http://elinversoronline.com/2014/04/para‐bajar‐costos‐ypf‐quiere‐producir‐arenas‐de‐fractura‐en‐chubut/#sthash.QVnANyoC.4YHX3NXO.dpuf

42. Gandini, Nicolás. “Exclusivo: sin anuncios, el Gobierno autorizó el primer aumento de tarifas en 10 años”. El Inversor online. Abril 7, 2014. http://elinversoronline.com/2014/04/exclusivo‐sin‐anuncios‐el‐gobierno‐autorizo‐el‐primer‐aumento‐de‐tarifas‐en‐10‐anos/

43. iProfesional. “Este año Chevron perforará 140 pozos en el yacimiento de Vaca Muerta”. Marzo 10, 2014. http://www.iprofesional.com/notas/182263‐Este‐ao‐Chevron‐perforar‐140‐pozos‐en‐el‐yacimiento‐de‐Vaca‐Muerta

44. Gandini, Nicolás. “El gobierno convenció a más petroleras para que se sumen al Plan Gas”. El Inversor online. Octubre 16, 2013. http://elinversoronline.com/2013/10/el‐gobierno‐convencio‐a‐mas‐petroleras‐para‐que‐se‐sumen‐al‐plan‐gas/



SHALE GAS & SHALE OIL

Gas y Petróleo Convencional y no‐Convencional. Perspectiva Argentina

Documento de Trabajo. Abril 2014

Bahía Blanca ‐ Argentina

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