Vaca Muerta mejora producción y Bolivia deberá bajar sus precios

Las empresas que operan el campo argentino aceleran la producción del energético, lo que supone una baja en los costos que afectará a Bolivia, según expertos.
viernes, 28 de junio de 2019 · 00:04

Lidia Mamani / La Paz

 La explotación no convencional de hidrocarburos en la formación geológica de Vaca Muerta, Argentina, sumó esta semana un nuevo récord de etapas de fractura, lo que aceleró su producción de gas, bajó sus costos y, a futuro, obligará a Bolivia a competir en el mercado a precios más bajos, según el análisis de expertos.

La nueva marca de etapas de fractura se registró en el bloque Bajada del Palo Oeste, donde las petroleras alcanzaron 11 etapas en 24 horas, y superaron las 7,6 etapas en un día, alcanzadas hace un mes, reportó Río Negro.

Al respecto, el exministro de Hidrocarburos, Álvaro Ríos, explicó que Argentina ya no necesita descubrir el shale gas (gas de lutitas) que hay en la cuenca neuquina, sino sólo producirlo, lo que hace que sus costos de producción bajen y, por lo tanto, el gas producido y ofrecido al mercado sea menos costoso.

“Para que el gas boliviano llegue al país vecino tiene que ir a competir con el precio bajo de Argentina. No estamos diciendo que no podrá competir, sino que ya no podremos tener precios elevados como antes, porque hay varios productores que extraen gas y cada vez son más competitivos, incluso pueden llegar hasta el nivel de Estados Unidos”, manifestó Ríos.

Eso significa que el gas de Vaca Muerta ahora puede llegar a Chile, Brasil, abastecer a la misma Argentina e incluso ser exportado a otros continentes mediante el Gas Natural Licuado (GNL).

“Esta competitividad sin duda le impacta a Bolivia porque el país tiene que ir a competir en el mercado argentino con este gas producido en Vaca Muerta, que ya no hay que descubrirlo y esa es la gran diferencia con el gas boliviano, que es competitivo, pero hay que descubrirlo. El efecto para el país será que los ingresos que se percibirán por la exportación van a ser menores, por los bajos precios”, sostuvo.

Agregó que luego de 2020, cuando concluya la cuarta adenda suscrita con el mercado argentino, en febrero de este año, la negociación que se haga será sobre la base de los costos de producción que tengan las empresas que operan en Argentina.

El investigador de la Fundación Jubileo Raúl Velásquez coincidió al mencionar que las empresas que operan en Vaca Muerta, al igual que en el presal de Brasil, hicieron fuertes inversiones en tecnología y eso les permitió abaratar costos que cada vez vienen a ser menores.

“Para Argentina lo complejo ya pasó, por lo tanto, los precios de los costos tienden a disminuir y subir las ganancias de las petroleras; lo mismo sucedió con el presal al explorar las capas salinas para llegar al reservorio. En ese sentido, el gas boliviano tendrá que competir con los dos países que eran nuestros mercados y ahora son competencia”, dijo.

Velásquez recordó que a estas alturas lo ideal hubiera sido que los acuerdos que se anunciaron con Perú o Paraguay se hubiesen hecho efectivos hace cinco años, para estar en mejores condiciones a las negociaciones que se tendrán con Brasil y Argentina.

El experto consideró que las autoridades ya no pueden seguir con el discurso de que “Bolivia es el corazón energético de la región”, cuando la producción de Brasil está en crecimiento, lo mismo que la de Argentina, mientras que, en la actualidad, las reservas del país tienden a decrecer, puntualizó.

Potencial argentino

  • Campo Vaca Muerta es la principal formación de shale (tipo no convencional de gas) en Argentina. El campo está en la Cuenca Neuquina, al sudoeste del país, y tiene una superficie de 30.000 kilómetros cuadrados, de los cuales YPF posee la concesión de más de 12.000, según medios locales.
  • Reserva Los estudios realizados en el yacimiento permitieron confirmar que Vaca Muerta tiene un potencial para la obtención de gas de unos 308 trillones de pies cúbicos (TCF), además de contar con recursos importantes de petróleo.
  • Inversión La estatal YPF y Chevron, además de Total y Royal Dutch Shell en ocho años invirtieron 13.000 millones de dólares, sólo para la fase de exploración del campo.
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