JUAN MANUEL URTUBEY Salta tendrá el mismo precio que Vaca Muerta en el gas

Serán 7,50 dólares por cada millón de BTU que produzcan yacimientos no convencionales.Hoy en los pozos norteños se pagan 5 dólares y el que se importa desde Bolivia cuesta 5,60.
Juan Manuel Utrubey

Las petroleras que inviertan en los reservorios no convencionales que tiene Salta en sus formaciones hidrocarburíferas se asegurarán un precio mínimo de 7,50 dólares por millón de BTU (unidad térmica equivalente a unos 27 metros cúbicos) por el nuevo gas que descubran.
La medida de estímulo pondrá al norte en situación de paridad con la cuenca neuquina, donde el "shale gas"cuenta con el precio diferencial desde hace más de un año.
El valor que se acordó para el gas de Vaca Muerta a través de la resolución 46/17, dictada por el Ministerio de Energía de la Nación el 2 de marzo de 2017, es muy superior a los 5 dólares que se paga en los pozos del departamento San Martín y a los 5,60 dólares que cuesta por estos días el gas importado desde Bolivia.
El 12 de marzo de 2017, tras la publicación de la medida que retribuye con un precio subsidiado las inversiones en Vaca Muerta, El Tribuno hizo notar que ese programa de incentivo -extendido después también a Santa Cruz- terminaría de hundir a los yacimientos de Salta, si no se adoptaba una medida semejante que estimule la exploración del "tigh gas" de la Cuenca del NOA.
La asimetría de precios, como se preveía, agravó el hundimiento de la producción de gas del norte, tras 14 años de precios congelados, abandono de inversiones y creciente dependencia importadora.
Por más de una década, empresas que operan yacimientos en Salta y Tarija reorientaron sus programas de exploración hacia Bolivia, desde donde llegaron a cobrar hasta cuatro veces más por el gas colocado en Argentina, y en el último año, con mejor precio en Neuquén, reenfocaron sus inversiones hacia Vaca Muerta ¿Qué petrolera volcaría capitales en Salta, donde se necesitan pozos muchos más profundos y costosos que en la Patagonia, si cada millón de BTU del gas que produzcan aquí les reporta 2,5 dólares menos que en el sur?
Con ese mismo razonamiento, el gobernador JUAN MANUEL URTUBEY encabezó reclamos que después de un año de idas y vueltas se tradujeron en una decisión que el presidente Mauricio Macri bajó al ministro de Energía de la Nación, Juan José Aranguren.
De ahora en más, la inversión petrolera será retribuida en Salta igual que en Vaca Muerta y en áreas no convencionales de Santa Cruz.
Para acceder al atractivo sendero de precios, que arrancó en enero último con 7,50 dólares por millón de BTU, las petroleras establecidas en la Cuenca del NOA deberán presentar los proyectos ante organismos provinciales y nacionales para su doble aprobación.
Con esa condición, que también rige para los proyectos promocionados en Vaca Muerta y la Cuenca Austral, Aranguren y la ministra de Producción, Trabajo y Desarrollo Sustentable de la Provincia, Paula Bibini, cerraron el compromiso.
El acuerdo es la carta fuerte con la que se espera revertir la caída de los maduros yacimientos de San Martín y recuperar los niveles de producción, empleo y servicios de la industria hidrocarburífera en el norte. 

Presentación en Houston
El precio diferencial para el nuevo gas del norte aún no fue anunciado oficialmente, pero entre las empresas del sector lo dan por seguro, tanto que en Houston, la meca petrolera de los Estados Unidos, 20 grandes compañías con sede en el sureste de Texas ya se acreditaron para una presentación que se realizará el próximo martes en Greenway Plaza. Allí, invitada por la filial que tiene el Instituto Argentino del Petróleo y del Gas (IAPG) en Houston, la ministra Bibini expondrá las oportunidades que ofrecen 12 áreas libres, con potencial petrolero y gasífero, que la Provincia licitará el próximo mes. Acompañarán a Bibini el secretario de Energía, Marcelo Juri, y el director de Hidrocarburos de la Provincia, Pablo Guantay.

Auge y ocaso
Desde marzo de 2017, cuando se aprobó el precio diferencial para el gas de Vaca Muerta, las petroleras Tecpetrol, Pan American Energy, Pluspetrol, YPF, Capex y Total presentaron 13 proyectos de inversión para acceder al programa de subsidios en la Cuenca Neuquina.
Ocho de esos planes recibieron el visto bueno del gobierno de Neuquén y tres ya fueron ratificados por el gobierno nacional: Fortín de Piedra (Tecpetrol), Aguada Pichana Este y Rincón de la Ceniza (Total).
Los 11 proyectos aprobados en Neuquén garantizan inversiones por 6.781 millones de dólares, hasta 2021, en Vaca Muerta. En total, las seis petroleras comprometieron la terminación de 599 pozos y una inyección de 24,8 millones de metros cúbicos diarios al final del plan. Ese volumen representa un incremento del 45% en la producción de gas neuquina.
En Santa Cruz, en tanto, la Compañía General de Combustibles (CGC) puso en marcha un programa de inversiones, por 200 millones de dólares, para el desarrollo de las áreas no convencionales Campo Indio Este y El Cerrito.
Desde marzo de 2017, cuando se acordó el precio diferencial para Vaca Muerta, la producción gasífera de Salta cayó otro 11,3%. Los registros de los tres yacimientos de San Martín que concentran la producción de la Cuenca del NOA -Acambuco, Aguaragüe y Ramos- retrocedieron de 6,8 a 6 millones de metros cúbicos diarios en el último año.
La curva descendente, que empezó en 2006 desde un piso de 16 millones de metros cúbicos, se acentuó desde 2009 a niveles dramáticos.
En este contexto, la justa equiparación de precios que acordó finalmente el Gobierno nacional, pone en juego la que quizás sea la última carta fuerte para revertir el destino de cierre de los yacimientos norteños. En esas áreas, por cierto, están asociadas las mismas empresas que encabezan el “boom” de inversiones en Vaca Muerta.

Licitarán en mayo 12 áreas petroleras
Son más de 52.000 kilómetros cuadrados enmarcados en tres cuencas productoras.

A mediados del próximo mes la Provincia licitará 12 áreas libres, con potencial petrolero y gasífero, que abarcan 52.576 kilómetros cuadrados en los departamentos San Martín, Orán, Iruya, Santa Victoria, Rivadavia, Anta, Metán, Rosario de la Frontera, La Candelaria y Guachipas.

Se trata de los bloques Algarrobal, Guayacán, Ipaguazú, Las Cañitas, Ojo de Agua, Pichanal, Pocoy, San Carlos, San Ignacio, San Telmo, Santa Rosa y Yariguarenda.

Las mencionadas áreas fueron redefinidas a partir de una recopilación y sistematización de datos técnicos que incluyen informes de 77 pozos perforados y prospecciones sísmicas 2D, que cubrieron más de 3.000 kilómetros, desde épocas anteriores a la privatización de Yacimientos Petrolíferos Fiscales (YPF).

Los legajos técnicos volcados en los pliegos del llamado nacional e internacional exponen la potencialidad de los bloques ofrecidos para el desarrollo de yacimientos tantos convencionales como no convencionales de gas y petróleo.

Cuencas productoras

La inmensa mayoría de las áreas para las que se licitarán las licencias de exploración, con derecho a la explotación de los recursos que sean descubiertos, está asentada sobre la cuenca devónica.

En distintas formaciones de la citada cuenca se alumbraron yacimientos gasíferos y petroleros como los de Ramos, Aguaragüe, Tranquitas, Arroyo Lomitas, San Pedrito, Chango Norte, Porcelana, Ramos Norte, Limón, Río Pescado, San Andrés y Río Colorado.

Las áreas libres San Telmo, Pocoy, Ipaguazú, Yariguarenda y San Carlos también ocupan superfices asentadas sobre la cuenca carbónica.

Acambuco, Campo Durán, Aguas Blancas, Ñacatimbay, Toro y Bermejo (los últimos dos de Bolivia) son algunos de los yacimientos que expresaron con resonantes hallazgos la potencialidad de diferentes formaciones de esa cuenca.

Las áreas libres Guayacán, Pichanal, Cañitas y Ojo de Agua se asientan sobre la cuenca cretácica, que tiene a los yacimientos petroleros de Puesto Guardián (Salta), Caimancito (Jujuy) y Palmar Largo (Formosa) como puntos de referencia más conocidos en las formaciones de Lomas de Olmedo y

Maíz Gordo. El principal horizonte productor es la formación Yacoraite. En 2000 también se verificó la existencia de grandes volúmenes de gas y condensado en la formación Mealla.
 

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