A pesar de la crisis, Vaca Muerta no para
El ministro de Energía y Minería, Juan José Aranguren, anunció hoy, desde Houston, que en junio próximo estarán aprobados 19 proyectos para desarrollos de hidrocarburos no convencionales en la formación de Vaca Muerta dentro del programa de incentivos a los inversores creado como reemplazo del Plan Gas, para que pasen de la etapa de exploración a la de producción.
Aranguren resaltó, por otra parte, que "en el primer cuatrimestre la producción de gas aumentó un 4,1% interanual, frente al 3,4% de incremento acumulado hasta marzo", al hablar en Houston, Texas, EE.UU., durante el seminario Shale en Argentina, organizado por el Instituto Argentino del Petróleo y el Gas (IAPG).
Se refirió asimismo a la próxima licitación para explorar y producir en bloques off shore (costa afuera) que se lanzará en las próximas semanas y resaltó el interés de petroleras internacionales como la noruega Statoil, la estadounidense Anadarko Petroleum, la china Cnooc y la malaya Petronas.
Aranguren reveló además que ya contempla convocar a una segunda ronda para mediados de 2019 para avanzar con la prospectiva de eventuales yacimientos hidrocarburíferos en aguas profundas.
Sobre los proyectos para Vaca Muerta, el ministro precisó que dos se encuentran en Rio Negro, otros 16 en Neuquén y uno en Santa Cruz, mientras que en ocho casos se trata de tight gas (de baja permeabilidad), nueve de shale y dos son mezcla de ambos tipos.
Ante un centenar de empresarios del sector y acompañado por el titular del IAPG, Ernesto López Anadón, Aranguren remarcó que "este es el centro de nuestra propuesta" a las compañías inversoras.
El ministro puntualizó que cinco proyectos ya fueron habilitados a acceder el precio de incentivo, que para este año es US$ 7,50 por millón de Btu (unidad térmica británica): Fortín de Piedra (de Tecpetrol); Aguada Pichana Este/Rincón La Ceniza (Total); Campo Indio Este El Cerrito (CGC); y Estación Fernández Oro y La Rivera I / II (YPF).
Otras áreas, dijo el ministro, "están pendientes de habilitación por parte de las autoridades, lo que tomará dos o tres semanas".
Se trata, concretamente, de Loma Negra (Capex, tight gas); Las Tacanas (YPF, shale gas); Cerro Las Minas (YPF, shale); y Rincón del Mangrullo (YPF, mezcla de ambos tipo de hidrocarburos).
A la vez, otros dos proyectos -La Calera (de Pluspetrol, shale) y Punta Semillosa (de Tecpetrol, tight)- "llevarán un poco más, cerca de un mes".
El detalle presentado por el ministro de Energía y Minería en Houston incluyó otro conjunto de proyectos que "antes de junio obtendrán el incentivo".
Cuatro de esos emprendimientos serán desarrollados por YPF: Huincul (tigh); El Orejano (shale); aguada de la Arena (shale); Y Río Neuquén (tight).
Los proyectos restantes son los de Aguada Pichana Oeste/Aguada de Castro (PAE, shale); Agua de Cajón (Capex, tight); y Centenario Centro (Pluspetrol, tight).
Aranguren dijo que "como tantos países en el mundo, la Argentina está en un proceso de transición hacia fuentes de energía limpia para mitigar el impacto del cambio climático".
Agregó que la Argentina "tiene una ventaja en esa área, y como consecuencia de eso, nuestra huella de carbono (totalidad de gases de efecto invernadero emitidos) es menor que para el promedio de las de los países de la OCDE (Organización de Cooperación y Desarrollo Económico)".
"Por esa razón -añadió el ministro- precisamos asegurarnos de desarrollar nuestros recursos de gas natural y así luchar contra el cambio climático".
"En el caso de los hidrocarburos no convencionales, como consecuencia de los desarrollos tecnológicos la Argentina está muy bien ubicada para replicar lo acometido en Estados Unidos en esa materia", concluyó Aranguren.
