Aspectos econ micos de la producci n no convencional

Aspectos económicos de la producción no convencional
La existencia de hidrocarburos bajo la superficie adquiere importancia real sólo si el mismo resulta económicamente explotable. Es decir, para que el recurso se convierta en reserva, y pueda ser extraído, es necesario que con las técnicas y precios actuales el mismo genere un flujo de fondos que permita pagar la inversión y obtener larentabilidad requerida por la industria. En este sentido, varios son los factores que definirán la economicidad o no de los proyectos no convencionales.

En primer lugar, y en relación con los ingresos, las características geológicas definirán, en gran parte, el perfil de producción de estos pozos, a la vez que el volumen de recursos totales extraíbles. Si bien en la Argentina todavía los mismos seencuentran en etapa de ensayos, la experiencia internacional muestra que la producción comienza en niveles muy elevados, para luego declinar rápidamente, y estabilizarse en valores bajos durante 20 o 30 años. Es por esto que se requiere de una mayor cantidad de pozos en cada locación, teniendo, estos proyectos, un período de repago más prolongado que los convencionales. Aquí resultará muy importantepara la mejora de la productividad un mayor conocimiento del subsuelo que permita optimizar el diseño de las fracturas hidráulicas, maximizando el volumen extraído.

Por otro lado, uno de los factores más importantes, sino el más, es el precio en boca de pozo recibido por las empresas operadoras. Es bien sabido por todos el retraso en los precios de los productos energéticos. Esta situación es muchomás acentuada en el caso del gas natural que para el petróleo. En este último caso, el precio interno registró una importante recuperación en los últimos años, alcanzando valores cercanos a U$S 62 por barril, un 30% más que los U$S 47observados a comienzos de 2010.

No es tan así para el gas natural, que en la actualidad registra un precio promedio cercano a los U$S 2,7 MMBtu, sólo un 6% porencima del precio del año anterior. Aquí existe una importante diferencia en función del destino del gas. Es decir, la industria paga un precio superior, mientras que el costo para los consumidores residenciales es sensiblemente inferior. La posibilidad de recomponer este precio jugará un papel muy importante sobre el ritmo de perforación y producción de este tipo de yacimientos, ya que debido a lasinversiones y técnicas de producción necesarias, los costos son superiores a los registrados en los yacimientos convencionales.

Para tener una base de comparación, algunos estudios muestran que en Estados Unidos, con 10 años de experiencia en este tipo de producción que generaron una ostensible reducción en los costos, el precio de corte por MMBtu que hace rentable la explotación oscila entre losU$S 4,9 y U$S 7,9, con un promedio de U$S 7. En este sentido, la Secretaría de Energía de Nación a través del Programa Gas Plus aprobó proyectos que por las características de su producción necesitan un mayor precio para ser rentables. Algunos de ellos tienen precios aprobados que van desde los U$S 4 a U$S 7 por MMBtu. Aquí el problema radica en que para obtener ese precio, la operadora debeconseguir el comprador, pero dados los problemas registrados en los últimos años, en cuanto a cortes de suministro, las empresas todavía se encuentran reacias a firmar un contrato por un mayor precio, sin la seguridad de que luego no sufrirán cortes en caso de ser necesario atender la demanda domiciliaria.

En cuanto a los costos, el monto de las inversiones necesarias se ve incrementado por lanecesidad de realizar perforaciones dirigidas. Además, el proceso de fracturación hidráulica eleva significativamente los costos, constituyéndose en una de las principales erogaciones. Para dar un ejemplo, el costo actual de perforación y terminación de un pozo convencional se encuentra hoy entre de los U$S 5 y U$S 7 millones, mientras que la empresa Apache invirtió cerca de U$S 24 millones en un pozo...