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jornadas-de-historia-economica Rosario, 1 al 3 de Octubre de 2014 - ISSN 1853-2543

XXIV Jornadas de Historia Económica

Asociación Argentina de Historia Económica

Facultad de Humanidades y Artes y Facultad de Ciencias Económicas

y Estadística de la Universidad Nacional de Rosario

Rosario 1, 2 y 3 de octubre de 2014

Mesa General: Historia de las innovaciones y las tecnologías.

Innovaciones en la producción de combustibles no convencionales

De la experiencia de América del Norte al potencial argentino

Orlando Rubén Sconza

Profesor Regular de la Universidad de Buenos Aires

[email protected]

Introducción

La presente ponencia, se propone describir y analizar las nuevas problemáticas que se

presentan, como consecuencia del posicionamiento de un nuevo paradigma de

combustibles no convencionales en la matriz energética mundial. Para ello, se realizó un

trabajo exploratorio con el propósito de comparar tres casos:

1. Canadá: por tratarse de un país pionero en la materia, a través de la explotación,

no sólo de las oil sands, sino también de los hidratos de metano árticos.

2. EEUU: por haber logrado superar su recurrente dependencia de la importación

de gas natural, mediante la producción del metano contenido en el shale, con su

consecuente impacto ambiental y la adopción de algunas medidas regulatorias

para minimizarlo.

3. Argentina: debido a la posibilidad que se le presenta de resolver su crisis

energética, desarrollando la producción de shale gas en la cuenca neuquina, cuyo

enorme potencial ha sido reconocido por el United States Department of the

Energy.

mailto:[email protected]



Es uno de los objetivos de esta exposición, enriquecer la búsqueda de estrategias de

salida para los problemas locales, considerando las experiencias exitosas de otros

países. Para ello, se parte del reconocimiento de que los combustibles no

convencionales se presentan como una posible solución ante el agotamiento de las

reservas tradicionales. Por lo tanto, resulta conveniente aprovechar las oportunidades

ofrecidas por el mercado y la tecnología, tomando recaudos para disminuir los efectos

ambientales, ya conocidos en otras latitudes. Se recurre para la elaboración del presente

trabajo al análisis de informes de organismos gubernamentales, entidades no

gubernamentales, universidades, empresas del sector y especialistas.

I. Oil sands e hidratos de metano en Canadá

a. Las oil sands

La producción del petróleo no convencional extra pesado de las oil sands se mide en

metros cúbicos, considerándose 1m3 = 6,29 barriles. La mayor parte se ubican en las

arenas bituminosas de la provincia de Alberta, principalmente en Athabasca, Cold Lake

y Peace, sobre una superficie superior a los 140.000 km2, con unas reservas probadas de

1750 millones de barriles de petróleo. Le siguen en importancia Saskatchewan,

Manitoba y Ontario. El país también dispone de petróleo off-shore en la Costa Oriental,

Mar de Beaufort e Islas Árticas.1

1 Para extraer el bitumen, se puede recurrir fundamentalmente a dos tipos de diferentes de técnicas: 1.

Seccionamiento de minería superficial (a cielo abierto) en los depósitos de menos de 75 metros de

profundidad. 2. Fluidificando el betún in situ con vapor (métodos Cyclic Steam Simulation CSS-

Estimulación Cíclica de Vapor y Steam Assisted Gravity Drainage SAGD-Drenaje por Gravedad Asistida

con Vapor) y solventes en los depósitos más profundos. La obtención de crudo sintético requiere de

adecuadas técnicas de Enhanced Oil Recovery (EOR-Recuperación Mejorada de Petróleo). En las arenas

bituminosas, se suele recurrir al proceso térmico de inyección de vapor. Un pionero al respecto, fue, el

Dr. Roger Butler de la Imperial Oil, quien, desde fines de los años 60, se dedicó a investigar el sistema

SAGD. El proceso comienza con la perforación de dos pozos horizontales paralelos en el depósito de

bitumen. En el pozo superior, en el cual se inyecta vapor de alta presión, se cava alrededor de cinco

metros sobre el inferior. El calor del vapor reduce la viscosidad del bitumen, haciéndolo fluir hacia el

pozo inferior. Luego, el agua condensada y el betún se recuperan por bombeo. En 1980, Imperial Oil puso

en marcha una prueba piloto de SAGD en Cold Lake. Este método requiere de un significativo consumo

de gas natural. Para reducir el costo de producción, se ha considerado la posibilidad de emplear gas de

síntesis bituminoso. Debido a que, el SAGD supone la utilización de grandes cantidades de agua, se



Athabasca oil sands es uno de los mayores reservorios mundiales de bitumen. Se

encuentra en el NE de Alberta y contiene alrededor del 80 % de los recursos

bituminosos de la provincia. Cold Lake oil sands, se sitúa al sur de las arenas

petrolíferas de Athabasca, en el límite con la provincia de Saskatchewan, cerca del lago

Cold Lake. Se extiende desde Alberta hacia la provincia de Saskatchewan (Lakeland

County) y dispone de un betún más fluido, que se puede extraer por métodos

convencionales. Peace oil sands, está en el oeste de Alberta, cerca del río de la Paz

(Municipal District of Peace No. 35). Canadá es un país federal, por lo cual, las normas

regulatorias en materia de energía son provinciales y el gobierno de Alberta percibe

significativos ingresos en concepto de arriendos de explotación. El incremento de la

producción fue posible, en parte, debido al aumento del precio del barril del petróleo,

que volvió rentable a las oil sands, a pesar de su alto costo de producción. Tal situación

atrajo a la inversión privada, dado que, la legislación canadiense promueve las

actividades de exploración y producción, al mismo tiempo, que garantiza la seguridad

energética, protege el medio ambiente y fomenta la conservación de los recursos. 2

tiende a sustituir el empleo de agua dulce por agua salina subterránea, que en Alberta se obtiene de los

humedales. Otro modo de recuperación del crudo sisntético es Vapour Extraction (VAPEX), que utiliza

solventes en lugar de vapor de agua. Otra alternativa es el Electro Thermal Dynamic Stripping Process

(ET-DSP Electro Térmico Proceso de Separación Dinámica, que permite el uso de pozos verticales,

recurriendo a la electricidad para calentar los depósitos de arenas petrolíferas y movilizar el betún. Otra

opción es la In Situ Combustion (ISC), que genera calor con el oxígeno del CO2 producido por el crudo

sintético. La obtención de combustible de las arenas bituminosas requiere, entre otros, los siguientes

hidrotratamientos para depurarlo de arena, arcilla y otros minerales: 1. Purificación catalítica hydro

demetallization HDM: se recurre al uso de catalizadores, que modifican la velocidad de la reacción

química, con el propósito de desmetalizar los hidrocarburos. 2. Hidrodesulfuración HDS: se loga a través

de procesos de destilación, reforming (reforma de la estructura molecular) y catálisis, que eliminan el

azufre.

2 El precio del barril de crudo se acercó a los US $ 100 a fines de 2007 y trepó a más de US $ 147 en julio

de 2008. A fines de ese año, su valor cayó a menos de US $ 40, debido a la reducción de la demanda de

energética causada por la recesión global. Repuntó en 2009, aproximándose a US $ 80. El 31 de

diciembre de 2010 el WTI cotizó a US $ 89,35 (diez dólares más que un año antes) y registró un precio de

US $ 98,90 el último día de 2011. Los precios del crudo bajaron durante el primer semestre de 2012,

registrando el WTI a fines de julio a menos US $ 90 por barril y ubicándose el Brent debajo de los US $

100. Aproximadamente un año después, se observa al 21 de junio de 2013, el WTI a US $95,58 y el Brent

a 102,89. Cinco meses más tarde, el 25/11/2013, el WTI había bajado ligeramente a US $ 93,52 y el Brent

había subido a US $ 108,78. El 1/9/14, el WTI se ubicó en US $ 95,59 el Brent en US $ 103. Sin embargo

fue bajando hasta ubicarse el 13 de enero de 2015 en menos de US $ 45 el WTI y debajo de los US $ 47

el Brent. Dos meses y medio más después, el WTI registró US $ 50,61 el 27/03/15 y el Brent cotizó a US

$ 58,61. Cf www.preciopetroleo.net. y www.negocio-internacional.net.

http://www.preciopetroleo.net/

http://www.negocio-internacional.net/



En Canadá, la actividad exploratoria y productora se regula a través de una ley de

recursos petroleros, que establece el alcance jurídico de las licencias de exploración,

perforación y desarrollo de los yacimientos. También establece que el titular de

cualquier descubrimiento comercial deberá otorgar regalías al gobierno provincial,

según las tasas que se determinen, atendiendo a la importancia y volumen de la

producción. El gobierno federal es responsable de ejecutar las regulaciones referentes a

los aspectos internacionales e interprovinciales relacionados con el petróleo, el gas y las

industrias eléctricas: las normas contemplan como elementos estratégicos las tuberías.

Por ello, la autoridad pública, puede autorizar la construcción de las mismas, teniendo

en cuenta, su utilidad, potencialidad del mercado, viabilidad económica, estructura

financiera del solicitante, método de financiación, ingeniería y construcción. El sistema

de oleoductos canadiense se conecta con los centros de refinación: Edmonton (Alberta),

Sarnia (Ontario) y Montreal (Quebec). Existen en Canadá, doce empresas que operan

las diecinueve refinerías, dieciséis de ellas producen toda la gama de productos

derivados del petróleo. Uno de los mayores cuestionamientos que los ambientalistas

esgrimen contra la producción de las oil sands, es el impacto ambiental que provoca,

tanto por sus grandes emisiones de CO2, como por la gran cantidad de agua que

demanda.3

Con respecto al problema de las emisiones de GHG, en Alberta se puso en marcha un

plan para capturarlos antes de que lleguen a la atmósfera, comprimirlos y transportarlos

a tanques de almacenamiento ubicados de 1 a 5 kilómetros bajo tierra. Se estima, que

cuenta la provincia con una capacidad de almacenamiento de 600 millones de toneladas

de CO2, equivalente al 75% de las emisiones anuales de GHG canadienses. En cuanto al

consumo y contaminación del agua, el 85 % de la que se emplea en las arenas

petrolíferas es reciclada y se sigue investigando para recuperar el 15 % restante, dado

que las regulaciones provinciales limitan el uso diario de agua. Una posibilidad es el

3 La reducción del tamaño de los estanques, permite una reutilización más rápida del agua. Aún así, la

producción bituminosa también afecta al medio ambiente, debido a: 1. El uso de grandes depósitos de

productos tóxicos. 2. El proceso de separación y el drenaje de los ríos. 3. Las emisiones de CO2, que son

superiores a las requeridas por el petróleo convencional, debido a la necesidad de inyectar vapor. 4. La

eliminación de la vegetación que cubre a los depósitos.



almacenamiento del agua de lluvia. A su vez, el material sobrante de la producción de

betún (básicamente arcilla, arena, sedimentos, agua, metales y compuestos orgánicos)

queda en reposo en los tailings ponds (estanques de relave) construidos con diques de

contención e instalaciones de monitoreo de agua subterránea. Allí se almacenan los

fluidos de desechos finos formados por la arcilla y los sedimentos. Luego comienza el,

proceso de recuperación, mediante el cual, el agua no utilizada se retorna al río

Athabasca.4

b. Los hidratos de metano

Se estima que las reservas de gas, que se acumulan en el fondo oceánico en hidratos de

metano duplican a las del resto de los combustibles fósiles. Su estructura molecular

tiene la forma de un cristal hueco de molécula de agua. Requiere para su formación de

la combinación en el agua de alta presión y baja temperatura. Un litro de esta especie de

de «hielo combustible» se considera equivalente a 164 litros de gas metano, que se

libera con solo calentarlo. Estos hidratos fueron descubiertos experimentalmente en

1811 por el químico británico Humphry Davy. En la década de 1960, se encontraron

depósitos naturales de hidrato de metano (al que se lo denominaba gas del pantano) en

Siberia y América del Norte. En los años 70, los geofísicos George Bryan y John

Ewing, especialistas del Lamont Doherty Earth Observatory of Columbia University,

comprobaron la presencia de hidrato de metano debajo de la flora marina. El mismo, se

detectó dentro de los sedimentos marinos de la cuenca Blake en el este de EEUU.5

4 Como parte del Plan Regional de Athabasca, el gobierno de Alberta, puso bajo su protección dentro del

área de arenas petrolíferas a unas 2 millones de hectáreas, para que habiten allí especies nativas. Además

de ello, las autoridades provinciales le exigen a las compañías petroleras, la remoción de la totalidad de la

tierra del área donde se realizó la extracción de betún, con el propósito de lograr su recuperación, como

tierra productiva, o simplemente, para el desarrollo de la vida vegetal y animal en general.

5 La salinidad del agua, contribuye a identificar las fuentes de hidratos de metano, que se forman dentro

de los poros sedimentarios, en presencia de moléculas de agua y forman una suerte de sello de

condensación del piso marino, que mantiene unidos a los sedimentos depositados. Por ello, existe gas (de

origen biogénico o termogénico) bajo los hidratos de metano en poros de rocas de baja densidad. Los

sedimentos se identifican mediante la sismografía, a través del método Botton Simulating Reflection,

mediante ―eco doble‖, que se forma por reflexión, al atravesar las ondas, las diferentes densidades

existentes, entre el helado fondo marino y los sedimentos blandos, ubicados más abajo. Este

procedimiento, permite conocer la profundidad y el espesor de los gases hidratados en el subsuelo marino

y la presencia de gases por debajo de ellos. Se está investigando si los hidratos de metano submarinos se



La producción de hidrato de metano se encuentra actualmente en el nivel 1 (producción

de prueba científicamente posible) y se encamina al nivel 2 (producción preliminar

técnicamente posible). Para 2015 está prevista la finalización de una nueva ronda de

pruebas marinas, seguidas por una fase de evaluación final de 2016 a 2018. Estiman los

japoneses, que para entonces, se iniciaría la fase de producción comercial. En Canadá se

realizaron las pruebas más significativas sobre extracción de metano de los hidratos, en

el delta del Mackenzie, entre el 2002 y el 2008. Colaboraron con los canadienses, en

esos trabajos, científicos de EE UU, Japón, Alemania e India. Sus experiencias,

posicionaron a la descompresión como el método de extracción controlado, más

adecuado, por el momento, bajando la presión en la que el metano es estable en el hielo,

para hacer posible su liberación.6

forman por el aumento progresivo de la temperatura oceánica, como así también, el impacto en el

calentamiento global de las emisiones de gases a la atmósfera por fusión de esos hidratos. En efecto, si se

liberan en la atmósfera, provocarían un efecto invernadero treinta veces superior al del CO2. A mayor

actividad tectónica, aumenta la emisión de gases procedentes de hidratos, causando la desestabilización

del fondo submarino, contribuyendo al calentamiento global. Incluso podría ser la causa de los grandes

tsunamis.

6 En EE UU, a través del DOE (Departamento de Energía), el Methane Hydrates R&D Program,

investiga, tanto su función en la naturaleza, como su potencial energético. El USGS (Servicio Geológico

de EEUU), realizó prospecciones sísmicas en el Golfo de México, que según el DOE, permitirán estimar

las posibilidades de extracción de hidratos de metano en más de dos mil lugares. En 2009, el USGS

reconoció al Golfo de México, como la primera área marina de EE UU para la producción energética a

partir del metano. En Japón, el barco de perforación Chikyu de la empresa estatal Japan Oil, Gas and

Metals National Corporation, frente a las penínsulas de Atsumi y Shima, empleó técnicas de

despresurización para la disociación del hidrato, en reemplazo de la inyección de fluidos. A su vez, el

Nankai Trough Seismogenic Zone Experiment (proyecto internacional Nan Tro SEIZE), ha centrado sus

estudios en la fosa de Nankai, a un centenar de kilómetros de la costa oriental japonesa, zona de alta

actividad sísmica, -en la que suelen originares los grandes terremotos que afectan a Japón- en donde se

encontraron grandes depósitos de gas metano de 220 a 400 metros por debajo del fondo del mar. Allí el

12 de marzo de 2013 se consiguió extraer gas metano de los hidratos de metano del fondo marino en la

costa de la Prefectura de Aichi. JOGMEC, que en las costas de la Isla Shikoku, realizó pruebas a unos

300 m de profundidad, pretende explotar los yacimientos de hidratos de metano sin peligros

medioambientales a partir de los años 2018/19, desarrollando la tecnología necesaria para acceder a la

comercialización entre 2023 y 2027, lo cual supone, para ese momento, el afianzamiento del nivel 3:

(producción comercial económicamente viable). En la República Popular China, en el 2009, se descubrió

en la provincia de Qinghai, un yacimiento de alrededor de 35.000 millones de toneladas de hidratos de

metano. En Chile, se encontró grandes yacimientos de unos 7500 km2 a 50 kilómetros de la costa del

Pacífico, extendidos desde Valparaíso hasta la altura de Puerto Montt (se estima que llegaría hasta

Chiloé). El descubrimiento se realizó en el marco del proyecto ―Hidratos de Gas Submarino‖, financiado

por Fondeff, desde el 2001. Se encuentran a 800 metros de la superficie del mar y bajo el fondo marino a

unos 500 metros. La armada chilena realizó estudios de barimetría, reflexión sísmica, conductividad,

temperatura, presión y magnetometría con equipos daneses, desde el buque ―Vidal Gormaz‖ en el sur del

país a 80 kilómetros al oeste de la ciudad de Concepción.



II. La producción de shale en EE UU

En EE UU, hasta las últimas dos décadas del siglo XX, el desarrollo gasífero resultó

insuficiente, debido a la regulación estatal. Intervencionismo, que tuvo en cuenta los

costos de producción, pero no los del mercado y condujo a la escasez de gas natural,

situación notoria en la década de 1970. Las bajas tarifas de gas natural estimularon su

consumo y desincentivaron su generación, con la consecuente falta de suministro, sobre

todo en el Midwest. Recién a partir de la National Energy Act 1978 se desarrolló

plenamente la tecnología productiva de gas natural. Cuando se estimuló la inversión en

exploración y extracción de gas natural no convencional, su obtención empezó a resultar

viable en la cuenca de Anadarko (que atraviesa los estados de Oklahoma, Texas, Kansas

y el Colorado).7

En los años 80, el ingeniero petrolero texano George Mitchell, propietario de Mitchell

Energy & Development Corp, fue un pionero en la difusión de la perforación horizontal

de gas natural. La Natural Gas Wellhead Decontrol Act of 1989, fue la norma con la que

se propuso acelerar la desregulación del precio del gas natural, fijándole como fecha

límite el 1° de enero de 1993. La NGWDA, favoreció una mayor comercialización de

reservas, del tipo tight-sands natural gas. Actualmente, la regulación, sólo afecta al

sistema de tuberías. El marco regulatorio, no incluye supervisión estatal directa sobre

las actividades de los productores ni de los comercializadores de gas natural. Si bien, los

primeros, en cumplimiento de las normas vigentes, deben solicitar autorización para

poder perforar, los precios dependen del mercado, sin intervención gubernamental. Sólo

las empresas locales de distribución cuentan con tarifas reguladas por las comisiones

7 Cinco leyes formaban parte de la NEA: National Energy Conservation Policy Act, Powerplant and

Industrial Fuel Use Act, Public Utility Regulatory Policy Act, Energy Tax Act y Natural Gas Policy Act.

La NGPA estableció precios máximos en boca de pozo por categorías, que aumentarían gradualmente,

hasta su liberalización en siete años. Se creó la Federal Energy Regulatory Commission, dependiente del

Department of Energy. Se propuso tres objetivos principales: 1. Crear un mercado nacional unificado de

gas natural. 2. Equilibrar la relación entre demanda y suministro de gas. 3. Lograr precios de mercado del

gas natural en boca de pozo.



estatales de servicios públicos. Los cambios en la regulación, han impulsado un notable

avance en los métodos de localización de depósitos gasíferos, mediante, la recopilación

de datos sobre las propiedades de los mismos. Anteriormente, se dependía del rastreo de

filtraciones de combustibles emergentes del subsuelo. Procedimiento, que muchas veces

resultaba ineficiente, debido a la baja proporción que ascendía a la superficie.

Desde la década de 1990, al aumentar el precio del gas natural, los métodos empleados

en la perforación, hicieron posible la liberación del petróleo y el gas contenido en los

poros de esquisto (rocas sedimentarias formadas por muchas capas delgadas, que se

pueden dividir en láminas), recurriéndose al hydrofracking para desarrollar el primer

yacimiento de gas de esquisto de Barnett Shale en Texas, en Bend Arch-Fort Worth

Basin. El desafío más significativo que presenta la explotación del Barnett Shale,

consiste en que la mayor parte del gas se encuentra debajo del área metropolitana de

Fort Worth. En pocos años, la producción de gas de esquisto en los Estados Unidos,

según la U.S. Energy Information Administrattion (EIA: Administración de

Información de Energía), pasó a constituir la segunda reserva mundial detrás de China.

La mayor empresa de gas de esquisto es Exxon Mobil, seguida por Chesapeake Energy.

La cuenca más antigua en producción es la de Barnett. Luego se desarrollaron la de

Marcellus, Woodford, Fayetteville y Haynesville.8

En 2003, el petrolero John Jackson, había donado a la University of Texas at Austin, un

millar de imágenes de pozos de la Cuenca Worth, que actualmente forman parte del

material de investigación de la Jackson School of Geosciences. Las perforaciones

horizontales, optimizan la extracción en cada área rocosa. Para ello, suele recurrirse a la

construcción, en los yacimientos de múltiples plataformas de pozos (rig on a well pad),

para realizar secuencialmente de seis a ocho perforaciones en hileras paralelas en cada

una. Actualmente, los Steerable down motor assemblies (ensambles direccionales

motorizados de perforación) permiten controlar la perforación mientras se va realizando

y se dispone de diferentes tipos de perforadores, adaptables a distintos ángulos de 8 En el caso del shale, dos indicadores resultan fundamentales: COT (porcentaje de contenido orgánico

total que posee la roca) y Ro (grado de maduración térmica de la materia orgánica medida por reflectancia

de la vitrinita).



curvatura, lográndose, tanto el incremento de la extracción, como la disminución de

costos. En efecto, al curvarse, la perforación horizontal puede seguir distintos cursos en

diversas profundidades, conectándose con los alargues de las reservas gasíferas.

Simultáneamente, el uso de la tecnología sísmica de imágenes, no sólo reduce los

costos, sino que, también contribuye a un menor deterioro del medio ambiente. Para

ello, se recurre al uso de geófonos (transductores de velocidad, que convierten los

movimientos del suelo en señales eléctricas), ubicados cerca de las perforaciones, con el

propósito de mapear la superficie, registrando las vibraciones sísmicas, provocadas por

la fracturación hidráulica. Esto permite realizar el análisis geomecánico, necesario para

la comprensión de la dinámica de los materiales in situ, con el propósito de establecer

parámetros de porosidad, permeabilidad y presión. Este método, resulta útil, para

señalar la ubicación de los propants, la disposición de la fractura, calcular las reservas y

contar con una predicción de resultados. A su vez, mediante investigaciones reológicas

(estudios sobre la deformación y flujo de la materia), se puede modificar las

propiedades de los fluidos: el pH (concentración de iones de hidronio, que permiten

medir la acidez/alcalinidad), la viscosidad, etc.

En 2003, se encontró gas de esquisto de la formación Marcellus, en el Washington

County, Pennsylvania, en el Este de EE UU. La primera compañía en perforar fue la

empresa texana, Range Resources Corporation. Dos años después comenzó la

producción y en 2007 ya se habían abierto allí casi cuatrocientos pozos. El U.S.

Geological Survey, oportunamente estimó la existencia de unos 84,198 millones de pies

cúbicos de gas natural en el Devonian Marcellus Shale, en la meseta de Allegheny de la

Appalachian Basin, que incluye partes de Alabama, Georgia, Kentucky, Maryland,

Nueva York, Ohio, Pensilvania, Tennessee y Virginia. La evaluación de la pizarra

(esquisto), que realiza el USGS, se basa en los elementos geológicos del sistema

petrolero total de la formación. Se confirmó, que se trata de una acumulación de

petróleo continua, originada en el período Devónico Medio, durante la Era Paleozoica.9

9 El Marcellus Shale está ubicado a unos 9000 metros de profundidad. A principios de 2008, los

profesores Terry Englander (Pennsylvania State University) y Gary Lash (Suny Fredonia) estimaron la

existencia de más de 500 billones de pies cúbicos de gas de esquisto en Marcellus. El mismo se produce

de tres formas diferentes: 1. Dentro de los espacios de los poros de la pizarra: es el caso de la mayor parte

del gas recuperable. 2. En articulaciones (fracturas verticales que se rompen a través de la pizarra. 3. Por

adsorción (atracción y retención) en minerales y materia orgánica.



En Pensilvania, en 2008, se perforaron 27 pozos de la formación Marcellus. Al año

siguiente, se abrieron 161. En 2010 fueron 785 y en 2011, otros 1386. Debajo se

encuentra el Utica Shale, que comprende una superficie más amplia, extendiéndose por

Virginia, Maryland, Kentucky, Tennessee, Nueva York, Pensilvania, Ohio (donde se ha

concentrado la exploración), Ontario y Quebec. Su espesor alcanza los 300 metros: es

mayor que el del Marcellus, que oscila entre 5 y 250 metros. Para acceder a la pizarra

Utica se requiere de perforaciones de variable profundidad debajo del Marcellus Shale.

Cuanto más profundo se perfora, el gas natural suele contener mayor proporción de

metano. Por ello, en algunas áreas de Pensilvania, el excedente de gas natural, se

almacena en profundas formaciones de arenisca, de donde se retira cuando es necesario

para satisfacer el pico de demanda.

Se trata, en el caso del Utica Shale, de una formación de esquisto de mayor antigüedad

(Ordovícico Tardío), más rica en petróleo y gas. En el centro de Pensilvania, Utica se

encontraría a unos 7000 metros debajo de Marcellus. Su profundidad y el espesor de la

unidad de roca disminuyen hacia el oeste, por lo cual, en Ohio, estaría unos 3000 metros

más abajo que Marcellus. Para el 2012, las perforaciones de Utica, ya se habían

centrado preferentemente en Ohio, no sólo por su menor profundidad, sino también, por

la presencia allí de líquido de gas y petróleo, que vuelven más rentables a sus pozos. El

Ohio Department of Natural Resources estimó un potencial recuperable para el shale

Utica equivalente a 5 millones de pies cúbicos de gas natural por día en barriles

líquidos. Al ser el de Utica, un esquisto con mayor contenido de carbonato y menos

arcilla, que el de Marcellus, se debe recurrir para su perforación a tratamientos de

fracturación hidráulica diferentes.

En la formación Haynesville, (que comprende el sudoeste de Arkansas, el noroeste de

Luisiana y el este de Texas), se localiza el mayor yacimiento de gas natural de los

EEUU. Se estima que cuenta con unos 250 billones de pies cúbicos de gas recuperable.

A comienzos de 2010, el conocido experto en energía, Matthew Simmons estimaba, que



para 2020 la mitad de la producción de gas de EEUU provendría del gas de esquisto. No

casualmente, media docena de grandes petroleras (BP, Exxon, Shell, Statoil,

Chesapeake y por entonces se había sumado Total), ya controlaban más del 25% de las

reservas de gas pizarra de EEUU. En la formación de Fayetteville (en Arkansas), la gran

empresa minera australiana-británica Broken Hill Proprietary Billiton decidió entrar en

el mercado de gas americano, mediante la compra por US $ 4750 millones del 75% de

la propiedad de la Chesapeake Energy en ese campo, cuya producción, BHP Billiton, se

había propuesto triplicar en un decenio. La empresa estimaba lograr para el 2016 un

incremento del 40% de la producción diaria, a través de una inversión de hasta US $

1000 millones anuales. También la compañía china CNOOC invirtió en la Chesapeake e

incluso, PetroChina inició su participación en el mercado americano de gas pizarra,

pagándole US $ 5500 millones a la empresa canadiense Encana.

En los casos mencionados se produce gas natural. Pero, existen reservorios de pizarras

bituminosas de los que se obtiene petróleo. Cuando el tipo de roca del petróleo no

convencional, proviene de arenas en las que es mayor la permeabilidad, el producto se

denomina tight oil. La principal diferencia reside en la porosidad del material en el que

está ubicado el fluido. Se usan las mismas técnicas, pero en el caso del shale se deben

aplicar con mayor intensidad.

Se extrae shale oil de la formación Bakken en Dakota del Norte, Montana y en Canadá

(Saskatchewan y el oeste de Manitoba). En 2007, se comenzó a extraer crudo de un

depósito de 64.750 km2. Más tarde, se inició también la extracción de crudo de las

formaciones de Eagle Ford, en el sur de Texas (desde el oeste del condado de Webb al

nordeste del de Gonzalez), de donde también se extrae gas, a través más de veinte

condados. Pronto se sumaron nuevos yacimientos, como el de Niobrara, que se prolonga

por Wyoming, Colorado, Nebraska y Kansas; si bien el mayor desarrollo se ha centrado

en la cuenca Denver-Julesburg, particularmente, en el campo Wattenberg, en el condado

de Weld, en Colorado, que tiene una significativa producción de gas, aunque en algunas

partes de la cuenca, también se obtiene petróleo. Le sigue en importancia el Campo Silo

de Wyoming. Sus reservorios más maduros son los del oeste. Uno de los mayores

obstáculos que se han presentado en Niobrara, es la escasez de agua, que se necesita en



grandes cantidades para el fracking. Aún así, se espera que para el 2020, Niobrara 4

produzca el equivalente a unos 3000 mbp. Una de las primeras compañías que invirtió

en Niobrara (también se conoce como NeoBakken) fue Samson Oil & Gas. Otros

operadores son EOG Resources, Anadarko Petroleum, SM Energy, Noble Energy,

Chesapeake Energy, Whiting Petroleum, Recursos Quicksilver, MDU Resources, Bill

Barrett Corp. y Halliburton, que fue una de las primeras empresas de servicios en

invertir en estos reservorios.

Otro yacimiento productivo es el del Leonard Shale (Avalon), que se encuentra sobre la

formación Bone Spring en la cuenca de Delaware en el oeste de la cuenca del Pérmico.

Se extiende por el occidente de Texas (condados de Andrews, Loving, Winkler y

Yoakum) y Nuevo México (condados de Eddy, Lea y Chaves). La Formación

Monterey, en la mitad sur del Valle de San Joaquín, contendría aproximadamente el

64% de las reservas de EEUU, disponiendo de gran cantidad pizarra bituminosa,

equivalente a unos 15.400 mbp, superando ampliamente a las reservas del Bakken y el

Eagle Ford. El depósito se encuentra entre 6.000 y 15.000 metros de profundidad y las

principales operadoras son Occidental Petroleum y Venoco. El mayor inconveniente

consistiría en que las perforaciones se están realizando en una región sísmicamente

activa. Además, la roca se encuentra a mayor profundidad y es más gruesa que la de la

mayoría de las pizarras. Mientras tanto, las compañías petroleras van adquiriendo

derechos mineros en las tierras ubicadas al noroeste de Bakersfield. Paralelamente, el

California Department of Conservation, analiza las medidas regulatorias que se deben

implementar para proteger al medio ambiente y a las comunidades humanas. Sin

embargo, por el momento, la mayor explotación de shale, no se ha expandido hacia el

oeste, sino que, continúa concentrada en las formaciones geológicamente más

accesibles, como es el caso de Marcellus en el nordeste de EEUU, Eagle Ford en el

sudeste, y Bakken en las montañas Rocosas.10

En los últimos años, los altos precios mundiales de los hidrocarburos, debido a la

declinación de las reservas convencionales, conjuntamente con la difusión de la

10

También el norte de México, cuenta con grandes yacimientos de esquisto, pero la escasez de agua

complica las probabilidades de su explotación.



combinación entre fracking (fractura hidráulica) y perforación horizontal, han

favorecido el desarrollo de la producción de shale gas, que se obtiene por explotación de

rocas sedimentarias de esquisto, formadas por depósitos de lodo, arcilla y materia

orgánica. El fracking, es una técnica de estimulación de yacimientos, a través de

microfracturas de la roca que contiene el hidrocarburo, mediante el bombeo a elevada

presión de fluido y proppants (agente de apuntalamiento: generalmente arena resinada,

óxido de aluminio y dióxido de silicio), para mantenerlas abiertas, con el propósito de

recuperar el gas. Dado que, los mismos, se caracterizan por su alta porosidad y baja

permeabilidad, a través de la técnica slickwater fracturing, se incorpora de tres a doce

tipos de aditivos químicos al agua, que se introduce a presión, con el propósito de

mantener su fluidez. Para evitar el cierre de la fractura cuando se reduce la presión, se

bombea en el pozo varias toneladas de arena. Millones de granos de arena quedan

atrapados en la fractura, mejorando la permeabilidad, necesaria para el flujo de gas.11

Actualmente, los progresos en la tecnología de perforación dirigida, facilitan el

desarrollo de yacimientos no convencionales, mediante la detección de combustibles

perforando verticalmente y modificando luego la dirección. A través de la fractura

hidráulica, por el bombeo a gran presión (puede llegar a 900 bar generados con equipos

de bombeo de hasta 35.000 HP de potencia) de agua, arena y compuestos químicos, se

forman grietas en la roca, que aumentan su permeabilidad, permitiendo mantener abierta

la fractura, para que fluya el combustible. Parte del agua inyectada queda dentro del

reservorio y parte sale a la superficie, haciéndose necesario su tratamiento

descontaminante. La misma puede reutilizarse en otras operaciones de fractura

hidráulica. También sería posible el empleo de gas licuado de petróleo, en reemplazo

del agua, con una recuperación casi total. Una vez separado el hidrocarburo se bombea

hacia superficie y se almacena. Para acceder al esquisto, es necesario perforar el suelo a

11

Suele emplearse en la extracción de shale en reservorios, ubicados a profundidades, que varían entre

los 1500 y 6000 metros, los siguientes químicos: ácido clorhídrico, ácido acético, cloruro de sodio,

poliacrilamida (y otros reductores de fricción), glicol de etileno, sales de borato, carbonatos de sodio y de

potasio, glutaraldehído, gelificantes, ácido cítrico, isopropanol, geles lineales convencionales (derivados

de la celulosa), organometálicos. Las perforaciones horizontales, optimizan la extracción en cada área

rocosa. Para ello, suele recurrirse a la construcción, en los yacimientos de múltiples plataformas de pozos

(rig on a well pad), para realizar secuencialmente de seis a ocho perforaciones en hileras paralelas en cada

una.



más de 2000 metros de profundidad. Una vez localizado el mismo, se realizan

perforaciones horizontales a lo largo del depósito y se procede a la instalación de

tuberías de acero, rodeadas de una capa de cemento, que en el caso de las horizontales,

se perforan, para que, a través de una serie de pequeñas aberturas, se pueda bombear

líquido, con el propósito de romper las capas de esquisto, liberando la salida de gas. Se

requiere entonces de un múltiple well-pad (batería de ocho a diez pozos). 12

La U.S. Energy Information Administration y la Advanced Resources International, Inc,

evaluaron el potencial de cuarenta y ocho cuencas de Shale Gas en treinta y dos países,

información que fue publicada en el World Shale Gas Resources: An Initial Assessment

of 14 Regions Outside the United States por la EIA en 2011. El estudio incluyó tanto a

países que tienen grandes recursos de gas convencional, como a otros dependientes de la

importación de gas natural, a través de una amplia gama de naciones, que consideró

entre otros, además de los EEUU, los casos de Rusia, Medio Oriente, Francia, Polonia,

Turquía, Ucrania, Sudáfrica, Marruecos, Chile, Canadá, México, China, Australia,

Libia, Argelia, Argentina, y Brasil. Según la EIA, a través de su Annual Energy Outlook

2011, EEUU dispone de reservas de gas natural equivalentes a 2552 TCF, considerando

por entonces, que 827 TCF de las mismas correspondían a shale. Estas estimaciones

doblaban con creces al potencial, que el informe del año anterior le había atribuido a los

recursos de esquisto. Cambios tan notables en los pronósticos, se deben al rápido avance

de la tecnología aplicada a la producción de combustibles no convencionales y el alto

precio de los convencionales, que permite reconocer la posibilidad de obtener gas o

petróleo de lugares antes desestimados por las dificultades técnicas de su extracción y

su poca rentabilidad. La citada prospectiva de la EIA, suponía, que EEUU, al ritmo de

consumo de gas del año 2009, podría autoabastecerse por más una centuria. La EIA

incluyó en su Annual Energy Outlook 2011, la evaluación de los recursos de gas y

petróleo recuperables de las pizarras, que le encargó a INTEK Inc. La misma, se realizó

en cuarenta y ocho estados de EEUU. Según dicho informe, el 63% de los 750 billones

de pies cúbicos de reservas de gas de esquisto técnicamente recuperables en los EEUU,

se localiza en las regiones del nordeste, el 13% en la costa del Golfo y un 10% en el

12

1 bar = 105 Pa = 1000 hPa, entonces 900bar = 900.000 hectopascales.



sudoeste. Las mayores obras de shale gas, por entonces, se registraban en Marcellus,

que representaba el 55% del total con 410,3 billones de pies cúbicos, seguida por

Haynesville, con una proporción del 10%, mediante sus 74.7 billones de pies cúbicos y

el Barnett, con una participación del 6%, a través de sus 43.4 billones de pies cúbicos.

Con respecto al shale oil, se consideraba, que el petróleo técnicamente recuperable

equivalía a unos 23.900 mbp. Dando cuenta de que la mayor formación de esquisto

bituminoso es la de Monterey / Santos, en el sur de California, que contendría el 64%

del total, equivalente a unos 15.400 mbp, seguida por el Bakken (3,6 mbp) y Eagle Ford

(3,4mbp).

Debido a las denuncias sobre contaminación de fuentes de agua, en el Estado de Nueva

York, se dispuso una moratoria sobre su uso. Igual, que en Quebec, se suspendieron los

permisos de fractura, pero dejando abierta la posibilidad de realizar pozos para

investigación, hasta tanto se expidan las comisiones de impacto ambiental. También

impusieron moratorias al fracking en Francia, Irlanda y Bulgaria. En cambio, en

Pennsylvania, British Columbia y Polonia, aumentaron considerablemente los niveles

de producción. Una situación intermedia es la de Luisiana, en donde se prefirió adoptar

regulaciones, vigentes desde fines del 2011, qexigiendo a las empresas, que informen

sobre los productos químicos contenidos en el fluido empleado durante la fractura

hidráulica. No obstante, la gran cantidad de agua requerida para esta técnica, sigue

siendo un problema difícil de solucionar en Luisiana, en donde existen comunidades

que dependen de los acuíferos. Debe reconocerse al respecto, que durante los

procedimientos de fracking, por precaución, las perforaciones son encamisadas con

acero de alta resistencia, y son cementados los espacios anulares entre sí y con el

terreno. Además, la fractura requiere de una profundidad de 2000 y 5000 metros, lejos

de los acuíferos, que se ubican a no más 400 metros de la superficie. Uno de los

problemas que genera la fractura hidráulica es la posible contaminación de aguas

subterráneas por vertidos de los líquidos inyectados, que pueden filtrarse si los túneles

no están correctamente alineados. También se ha detectado, en algunos lugares, una

moderada sismicidad, que puede asociarse al fracking. Además, la alta producción de

gas de esquito estadounidense, combinada con una desaceleración de la economía, en su

momento, ha contribuido a una caída del precio del millón de pies cúbicos de gas



natural de alrededor de US $ 8 a sólo US $ 3. Tal situación, bajó la rentabilidad gasífera,

en comparación con un barril de petróleo, por entonces cercano a los US $ 100. Esto

implica la probabilidad de un relativo estancamiento de las perforaciones de gas y

aumento de la producción petrolera. De hecho, en 2010 -según datos de la UBS

Securities- por primera vez después de más de un decenio y medio, la cantidad de

plataformas petroleras continentales en EEUU, superó a las de gas. En efecto, las

compañías tienden a retirarse de los campos de gas de esquisto más maduros, como es el

caso de Barnett (Texas) o Haynesville (Arkansas), prefiriendo, en cambio, operar en

otros nuevos, con mayor potencial, como Utica (Ohio) o Bone Spring (Texas). No

obstante, el aumento de la demanda de gas natural, especialmente, para la generación de

energía eléctrica, es un estímulo importante para la producción gasífera. Lo mismo, que

la exportación al continente asiático, en donde, los precios del gas natural son hasta tres

veces más altos que en EEUU, aunque, en este caso, el envasado implica un costo

adicional.

III. El potencial en shale de Argentina

Hasta las dos últimas décadas del siglo XX, la matriz energética argentina, se

caracterizó por presentar cierto equilibrio en el consumo anual de petróleo (con sus

derivados) y gas natural. A partir de entonces, el gas fue desplazando de la misma a los

demás combustibles, registrando un significativo aumento de su extracción durante el

primer quinquenio de los años 90, impulsado por su alto consumo en las centrales

eléctricas. Durante dicho periodo, el ritmo de incremento del consumo interno de gas

superó al de extracción, debiendo ser compensado con importaciones. A partir de 1996

se construyeron una decena de gasoductos. Desde entonces, fue notable el crecimiento

de la exportación de gas durante un decenio. La extracción creció más rápido que el

consumo interno, debido a que, la posibilidad de exportar, estimuló a las empresas para

que aumentaran la extracción, que no se compensó con una mayor exploración, razón



por la cual, cayó el horizonte de reservas. A comienzos del siglo XXI, la participación

del gas en el consumo de combustibles fósiles en el país, superaba el 60%.13

A partir del 2003, se registró un altísimo consumo interno de energía, impulsado por

precios subsidiados Paralelamente, hubo una paulatina caída de la producción y de las

reservas de combustibles fósiles, con la consecuente pérdida del abastecimiento, debido

a las insuficientes inversiones en el sector. Se procuró contrarrestar esta situación con

crecientes importaciones. Paralelamente, desde el 2007, comenzaron a disminuir las

exportaciones de gas y paralelamente cayó la extracción, debiéndose nuevamente

importar para satisfacer la demanda interna, en un contexto de suba de los precios

internacionales del gas natural. 14

En los primeros diez meses de 2011, las compras externas de energía treparon a US $

8083 millones y superaron en 113% a los valores de igual periodo del 2010. Las

exportaciones, en cambio, llegaron a US $ 5152 millones con una caída del 1%. El

13

En los años 90, la antigua petrolera estatal, Yacimientos Petrolíferos Fiscales, había sido privatizada,

durante la administración de Carlos Saúl Menem. En 2008, los bancos Credit Suisse, Goldman Sachs,

BNP Paribas e Itaú Europa dieron un préstamo de unos US $1118 millones al grupo argentino Petersen

para comprar el 14,09% de las acciones de YPF a Repsol que, a su vez, le prestó otros US $ 1015

millones. En 2011 al ampliar su participación al 25,46%, Petersen recibió un crédito de unos US $ 670

millones de los bancos Itaú, Standard Bank, Credit Suisse y Citi, y otros préstamos por una suma similar

de Repsol. El 16 de abril de 2012 YPF fue intervenida y sus directivos fueron expulsados, al confiscar el

gobierno nacional, el 51% de las acciones de Repsol. Dos días después se hizo lo mismo con Repsol YPF

Gas. El paquete accionario de YPF se repartió entre el estado argentino (26,03%), el Grupo Petersen

(25,46%), las provincias petroleras (24,99%), en Bolsa el 17,01% y Repsol (6,43%).

14

En Argentina, las exportaciones de crudo están sujetas a una retención que porcentualmente casi

duplica a la de la soja (35%). El estado se queda con la diferencia de precio que exceda de US $ 42 el

barril. Para las compañías petroleras es más negocio venderlo en el mercado local, a precios que puedan

llegar a los US $ 73 en el caso del crudo más liviano y de mayor calidad. También prefieren extraer más

petróleo de los yacimientos conocidos (muchos en fase de declinación) que invertir en exploración de

nuevas áreas productivas. Para corregir esta distorsión en 2008, el gobierno de Kirchner lanzó el

Programa Petróleo Plus, que permite a las empresas aumentar inversiones y compensar mediante

certificados fiscales la diferencia de precios. Para ello, las compañías deben certificar trimestralmente

aumentos de producción y de reservas. Las destilerías operan al máximo de su capacidad, debido al

aumento del consumo interno y la fuerte expansión del parque automotor. Declinó el número de

estaciones de servicio independientes, cuyos ingresos se deterioraron frente al incremento de la inflación

y los costos internos. Dichas estaciones actúan como agentes de recaudación impositiva, ya que, cada

automovilista que carga nafta (cuyos precios subieron más del 20% en 2011) paga allí el 66% de los

impuestos.



déficit de la balanza energética (casi US$ 3000 millones) equivalía al menor superávit

de la balanza comercial.15

El 87% de la matriz energética argentina se compone de combustibles fósiles y casi el

50% corresponde al gas, cuyas importaciones entre enero y julio de 2012, implicaron un

gasto de US $ 2668,53 millones, casi un 90% más que las erogaciones que se realizaron

en el mismo periodo del 2011. Los volúmenes que se importaron fueron casi 50%

mayores. En 2012, YPF vendió la misma cantidad anual de combustibles que en 2011,

pero recortó un 17,2% la exportación de productos. Hasta septiembre de 2012 YPF

registró gastos por $ 29.420 millones, un 24% más que en el mismo periodo de 2011 y

se redujo un 18% la contribución impositiva que la empresa aporta al fisco. Esta

decisión fue motivada por la menor recaudación en retenciones a la exportación, debido

a la caída en las ventas al exterior. YPF necesitaba subir los precios. En junio de 2012

había aumentado hasta un 7% sus combustibles. Ese mes, el consumo nacional de gas

natural promedió los 135 millones de m3/d. El mismo incluía unos 13,6 MMm

3/d

importados de Bolivia, cifra, que al mes siguiente se había elevado a 16,3 MMm3/d, con

un costo aproximado de US $ 165 millones. Paralelamente, el gas natural licuado,

inyectado por los buques metaneros, ascendía a 12,9 MMm3/d en Bahía Blanca y a 10,4

MMm3/d en Escobar, por unos US $ 440 millones. En julio de 2012, se importó unos

36,9 MMm3/d de gas natural y GNL, con un gasto mensual de U$S 605 millones sólo

en un mes. Aunque en medio año YPF había logrado mantener la producción de

15

En diciembre de 2010, cuando ya era previsible en el país, a corto plazo, un contexto de crisis

energética, la presidente de la República, Cristina Fernández anunció junto al vicepresidente de YPF,

Sebastián Eskenazi, el hallazgo de gas no convencional (shale gas) suficiente para elevar las reservas del

país a un horizonte de 6 a 16 años. Un año más tarde, el barril del petróleo volvía a cruzar la barrera de

los US $100. El nuevo presidente de YPF, Miguel Galuccio, según el informe emitido bajo su

conducción, en su primer semestre de gestión logró aumentar la producción de fueloil, que se utiliza

como sustituto del gas en las centrales termoeléctricas. Comparando la producción de fueloil acumulada a

septiembre de 2012 respecto del mismo periodo del año anterior se incrementó en 50% representando

240.000 m3 de este producto, en tanto que la producción de petróleo detuvo la declinación aumentando un

0,6% la producción de crudo respecto del 2011 y 0,9% frente al segundo trimestre de 2012. Según las

estadísticas oficiales, entre abril y septiembre de 2012, YPF extrajo 5,8 millones de m3 de petróleo, un

12% más que los 5,15 millones de m3 de 2011. Pero en la primera parte de 2011 hubo un extenso paro

petrolero. Si se compara la producción de 2012 con la del 2010 marca una caída del 7% en comparación

con los 6,24 millones de m3 de ese año. La producción de gas natural presenta un volumen similar al

producido en 2011 según el gobierno. Pero hubo una declinación del 11% en 2011, con una previsión de

declino del 8% para 2012. Galuccio canceló deudas por $ 22.960 millones, renegoció el pasivo financiero

con los bancos, y repartió dividendos por $ 303 millones por el periodo 2011.



petróleo crudo, seguían cayendo la de gas y sus ganancias. Por ello, en octubre, se

incrementó un 3% más los precios de los combustibles. En 2012 los subsidios a la

energía y el transporte sumaron el 3% del PBI, casi lo mismo que el déficit fiscal de ese

año. En ese contexto, se puso en marcha un plan de perforación con especial énfasis en

la búsqueda de gas.16

Según el ingeniero Miguel Galuccio para el Plan 2012-2017 YPF necesita US $ 37.000

millones, de los cuales, cerca de la mitad son para desarrollar el yacimiento no

convencional de Vaca Muerta, en Neuquén: US $ 20.000 millones serían aportados por

fondos propios de YPF, US $ 12.000 millones mediante deuda y US $ 5000 millones

por un socio estratégico.17

La EIA, -cuyas estadísticas son de corte más geológico que económico- en su informe

de junio de 2013, (en su revisión y ampliación de las estimaciones del 2011 en alrededor

de cuarenta países, que incrementó en un 10% el potencial de shale gas, reconociéndole

una participación del 32%, en las reservas mundiales de gas natural), consideró, que las

reservas de shale gas técnicamente recuperables en la cuenca de Vaca Muerta, serían un

40% superiores a las proyecciones previstas el bienio anterior por la misma institución.

Por ello, la EIA, ascendió a la República Argentina de la tercera a la segunda posición

en el ranking de países con mayores reservas mundiales de gas no convencional, a

diferencia de Noruega, Polonia, México y Sudáfrica, naciones en las que los resultados

de los cálculos probabilísticos descendieron.18

16

Durante el período kirchnerista, las empresas que producen gas en Argentina han percibido un precio

promedio regulado de US $ 2,5 el millón de BTU (unidad de medida), equivalente a una tercera parte del

que se importa desde Bolivia (a casi US $ 8) y una cuarta parte de las crecientes compras de gas natural

licuado (GNL) a US $ 12/13.

17

En EEUU, el precio de corte, que permite rentabilidad al shale, promedia los US $ 7. En este caso, en

Argentina, el mantenimiento de un bajo costo del gas para los consumidores residenciales, puede

representar un obstáculo para que el recurso resulte rentable, salvo que su destino fuese la exportación.

Debe tenerse en cuenta, que el costo de producción de shale se encarece por varios factores, entre los que

se destacan, la necesidad de realizar mayor cantidad de perforaciones con respecto al combustible

convencional. Esto se debe a que, a una alta producción inicial, la misma tiende a decaer a partir de las

dos décadas de explotación. A ello debe sumarse, los gastos que implica la preservación de la naturaleza,

a través, por ejemplo, del tratamiento del agua utilizada para minimizar el impacto ambiental.

18

En Argentina, se supone, que con un precio de U$S 6 x MMBTU se lograría una tasa interna de

retorno del 30%. En el pozo ACO.xp-2001h, perforado por la compañía Apache, se empleó unos 30.000



Para la EIA, la cuenca neuquina representa el mayor desarrollo de shale gas y shale oil

de Sudamérica. Reconoce como señal positiva el acuerdo entre YPF y Chevron por US

$ 1.000 millones y manifiesta, que el medio centenar de perforaciones realizadas en los

últimos años resultaron exitosas. La EIA considera, que el shale gas técnicamente

recuperable de Vaca Muerta, equivaldría a unos 308 TFC y el de la formación de Los

Molles, otros 272 TFC. Es decir, que la cuenca neuquina, a través de estos dos casos,

concentraría unos 580 TFC de shale gas recuperable, cerca de un 9% de los 6634 TFC,

que se supuestamente existirían en el mundo. A las que, la Argentina suma las cuencas

del Golfo San Jorge (ubicada en el norte de la provincia de Santa Cruz y sur de Chubut);

Austral-Magallánica (en Santa Cruz y Tierra del Fuego) y la de Paraná (que se extiende

sobre el sur de Brasil, comprendiendo las provincias argentinas de la Mesopotamia,

Córdoba y Santa Fe). La EIA, también ubicó a la Argentina en el cuarto lugar, entre los

países con potenciales reservas de shale oil (equivalentes a 27.000 mbp recuperables de

los 286.900 mbp, que existirían en el mundo), detrás de Rusia, EEUU y China, con una

producción probable de 5000 barriles diarios (790 m3/d)

19

m

3 de agua y 1500 toneladas de arena, a través de una decena de fracturas a una profundidad de 3600

metros, acompañadas por la instalación de una tubería horizontal de 900 metros. YPF, informó sobre la

perforación de quince pozos verticales en noviembre de 2011 en la formación de Vaca Muerta del área de

Loma de La Lata, en Neuquén. Ambas empresas han reconocido un costo de producción, que oscila entre

US $ 4 millones y US $ 20 millones por pozo. Se considera, que en promedio, cada pozo de la cuenca

neuquina puede producir unos 100.000 m3/d de shale gas. Por lo tanto, se necesitaría la explotación de

alrededor de 350 pozos para obtener la cantidad de gas, que actualmente se importa, requiriéndose un

período de desarrollo no inferior a un quinquenio. Para ello es necesaria la asociación con empresas con

experiencia en este tipo de exploración y desarrollo, o bien, locaciones de obras o servicios, que le

asegurarían a YPF el control de los beneficios.

19

Argentina tiene potencial para desarrollar recursos de petróleo y gas no convencional (tight o shale) y

transformarlos en reservas probables. Las inversiones necesarias representan una relación de 10 a 1 con

respecto a la exploración y producción convencional. La tecnología para perforar pozos horizontales con

fracturas geológicas (con uso de compresoras de hasta 40.000 HP) es importada y muy costosa. Implica

más pozos de exploración, más financiamiento e inyectar 100 veces más agua, lo cual obliga a prevenir

riesgos ambientales. En los EE UU comenzaron a aplicar estas tecnologías en la década del 70. El 50% de

la producción y proviene de esos yacimientos y el precio del gas se ha reducido a US $ 4/5 por millón de

BTU. Vaca Muerta es el nombre de una formación rocosa de 30.000 km2 en las provincias de Neuquén y

Mendoza, en donde la filial argentina de Repsol (que por entonces contaba con el 57,5% del capital)

gestionada por el Grupo Petersen del empresario Enrique Esquenazi (25,5%), anunció el 7 de noviembre

de 2011 el hallazgo de petróleo y gas. Repsol YPF calculaba que en los 428 km2 explorados en la zona de

Vaca Muerta denominada Loma La Lata, en los que había instalado 15 pozos, existirían recursos de

petróleo y gas recuperables equivalentes a 927 millones de barriles de petróleo. Por entonces, YPF

contaba con unas reservas de 500 millones de bp y otros 500 millones de gas. De los 30.000 km2 de Vaca

Muerta se han obtenido resultados óptimos. En Repsol se consideraba un hecho que los descubrimientos

de Argentina duplicarían sus reservas, hasta alcanzar los 4.000 millones de bp. Las reservas de gas natural



La cuenca neuquina comprende la provincia de Neuquén, el oeste de las de La Pampa y

Río Negro y el sur de la de Mendoza, hasta los 34° de latitud Sur. Se fue rellenando a

través de tres ciclos sedimentarios (Jurásico, Andino y Riográndico). De acuerdo a sus

rasgos estructurales, se pueden identificar dos grandes áreas: Andina y del

Engolfamiento. La columna estratigráfica de la cuenca cuenta con tres secciones de

marcadas condiciones oleogenéticas, que son las formaciones de Los Molles, Vaca

Muerta y Agrio. Las mismas, en algunas zonas, exceden los 2800 metros de espesor.

Dispone de diversos tipos de trampas. La mayoría de las estructurales ya fueron

prospectadas, no así las estratigráficas ni las combinadas, particularmente en el Área

Andina y en los niveles estratigráficos más profundos. El campo de esquisto de Vaca

Muerta fue descubierto en 2010 por Repsol-YPF. Se trata de un reservorio de petróleo y

gas, que se habría originado durante los períodos jurásico y cretácico de la era

mesozoica, en un ambiente marino poco arcilloso, constituyéndose un depósito de más

de 400 metros de espesor, extendido por toda la cuenca. Es productivo a unos 9,500 pies

de profundidad y suele tener un contenido de carbono orgánico de 1 a 5%.20

argentinas equivalen a unos 13,4 TCF. Pero, según el Annual Energy Outlook 2011, informe, que incluyó

el análisis de viabilidad de 48 cuencas en 32 países, los recursos prospectivos y contingentes recuperables

de sus reservorios, pueden convertir a la Argentina, en la tercera reserva mundial de shale gas, detrás de

China y EEUU, con un potencial de 774 TCF (superando sesenta veces sus actuales reservas gasíferas),

distribuidos en cuatro cuencas: Austral, San Jorge, Chacoparanaense, Neuquina. En esta última, la

Subsecretaría de Hidrocarburos, Energía y Minería provincial estimó la existencia de reservas

técnicamente recuperables de hidrocarburo no convencional, en sus dos formaciones principales, por 170

TCF en Vaca Muerta y de 130 a 192 TCF en Los Molles, que comprenden parte de las provincias de

Neuquén, Río Negro y Mendoza. Esta cuenca es rica en oil shale, por la presencia de lutitas

pirobituminosas, conocidas industrialmente como esquistos bituminosos.

20

Según la Secretaría de Energía, si se considera la relación entre la cantidad de pozos perforados y la

superficie total, solamente puede reconocerse moderadamente explorados sus bordes nordeste y sudeste

(de naturaleza cratónica), en donde ya han sido evaluados sus rasgos morfoestructurales, aunque aún no

se dispone de prospección de trampas sutiles. En el resto de la depresión recién se están iniciando los

estudios, particularmente en los niveles estratigráficos de más 3.500 metros de profundidad. La unidad de

la que se ha extraído mayor volumen de hidrocarburos líquidos es Fm. Quintuco-Vaca Muerta. Un

entrampamiento estratigráfico se localiza en el yacimiento petrolero de Puesto Hernández y el de Loma

de la Lata, que es gasífero. El campo petrolero de Sierra Barrosa, constituye una trampa estructural, al

igual que los yacimientos mendocinos de Puesto Rojas, Sierra Palauco o Valle del Río Grande, de

significativa productividad.



Conclusiones

En el mundo, el combustible fósil convencional es cada vez más escaso y por lo tanto,

más allá de sus fluctuaciones (incluidas temporales bajas de su cotización, alarmantes

para los productores), su precio inevitablemente continuará subiendo, dado que, la

demanda energética se sigue expandiendo, sin que se hayan desarrollado aún

suficientemente las fuentes de energía renovables, como para abastecer al mercado. Por

ello, las arenas bituminosas canadienses resultan rentables. La experiencia de las oil

sands, demuestra la necesidad de contar en el sector con inversiones de altísimo nivel

tecnológico, pero también de un estado capaz de regular su funcionamiento para

minimizar el impacto ambiental.

En el caso canadiense, al igual que en los EE UU, un excesivo intervencionismo estatal

había impedido la expansión de las inversiones en el sector. Una posterior distención al

respecto, con una mayor apertura (además de la seguridad jurídica que caracteriza

históricamente a dichos países), estimuló un desarrollo tecnológico de punta, que

favoreció la rentabilidad de la producción. Pero el modelo canadiense, a diferencia de lo

que ha ocurrido en EE UU, se siguió caracterizando por una fuerte presencia

gubernamental, tanto en la construcción del marco normativo, como en su supervisión.

Su preocupación se centra en la necesidad de minimizar los efectos ambientales y

resulta altamente eficiente, merced al trabajo conjunto de los gobiernos provinciales y

federal con las universidades, cuyas investigaciones proveen a las autoridades de la

información necesaria, tanto para legislar, como para hacer cumplir las normas vigentes.

Esto es posible, en parte, por la reconocida transparencia de sus administraciones y la

alta participación de la opinión pública.

En EEUU, el shale gas se convirtió en una solución para un país sumamente

dependiente de la importación de gas. En este caso, ante la ausencia de una adecuada

reglamentación protectora del ambiente, las denuncias dispararon un debate, cuya

consecuencia es la elaboración de normas, que procuran evitar males mayores. Incluso,

el principal obstáculo técnico, que en algunas zonas es la falta de agua suficiente para

realizar la fractura hidráulica, parece que puede compensarse con productos sustitutivos.



En el caso argentino, el desarrollo de combustibles no convencionales resulta

fundamental, debido a su notable dependencia de la importación de gas, que afecta a

diferentes sectores, pero particularmente a la generación eléctrica. La experiencia

estadounidense debe tenerse en cuenta, sobre todo, en la previa realización de los

estudios de impacto, con el propósito de prever una legislación adecuada, para que su

producción resulte lo menos traumática posible. No se puede renunciar a explotar un

recurso tan valioso: Canadá prefirió abandonar el Protocolo de Kioto, antes que dejar de

desarrollar el negocio de las oil sands. En todo caso, si las recomendaciones de las

cumbres gubernamentales sobre el cambio climático, se hubiesen basado en objetivos

realistas, actualmente, todo el mundo estaría capturando y reutilizado el CO2.

Finalmente, resulta llamativo, que en un país como la Argentina, que dispone de un

extenso litoral marítimo no se esté investigando seriamente la obtención de metano de

los hidratos. Nótese, que países como Japón, están avanzando rápidamente hacia el

nivel de comercialización y en Chile, la propia armada lleva adelante oficialmente estos

estudios.21

Bibliografía y fuentes

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En Argentina el 57,4% de la generación de electricidad depende de combustibles líquidos y gas cuya

producción declina. Las importaciones de GNL, en diciembre de 2011 representaban, en promedio, el

20% de la demanda interna anual. La respuesta del gobierno ha sido el Plan Gas Plus, que reconoce

mayores precios (US $ 4/5 promedio por millón de BTU) a las compañías que inviertan en nuevas áreas o

tecnologías para incrementar la producción. En diciembre de 2011, había veinte proyectos en ejecución a

cargo de 5 empresas, que extraían unos 8 millones de m3 diarios (sobre un consumo de 120 millones de

m3). CAMMESA, la operadora mayorista eléctrica, es el mayor comprador de gas para entregarlo a las

generadoras eléctricas.

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