Oil and Gas

Estudio económico
sobre recursos
convencionales, shale
oil & shale gas en
Argentina:
situación actual
y perspectivas
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1
Introducción
Los últimos años han sido testigos de una revolución
dentro de la industria del petróleo y el gas, la cual
ha estado ligada principalmente a los avances en
materia tecnológica y los cambios en los mercados
internacionales (precios que han escalado a niveles
sin precedentes en el caso del petróleo y con visos
de crecimiento para el gas). Estos cambios han traído
aparejados mayores incentivos en la producción de
hidrocarburos alrededor del mundo, al tiempo que
han hecho atractivas las inversiones en la explotación
de no convencionales (principalmente el shale).
Estados Unidos fue uno de los primeros países
alrededor del globo en destinar recursos físicos y
humanos con el objetivo de perfeccionar las técnicas
de extracción de hidrocarburos no convencionales,
evitando, al mismo tiempo, distorsionar la
rentabilidad de su producción. El resultado de este
emprendimiento fue significativo desde que EE.UU.
no solo logró detener la declinación en la producción
de estos recursos, sino que la incrementó, con lo que
redujo gradualmente sus importaciones y los precios
(principalmente del gas).
La Argentina es uno de los países con mayores
posibilidades de producción de shale (en particular,
las formaciones Vaca Muerta y Los Molles), según
constatan los informes generados por la Agencia de
Información de Energía de los Estados Unidos (EIA)
elaborados entre 2011 y 20131. En ellos, la agencia
estima que la Argentina posee el tercer potencial de
recursos no convencionales del mundo por detrás de
China y los Estados Unidos.
El presente documento busca incorporarse al
creciente cuerpo literario sobre el shale. En la primera
sección se hace una revisión de los diversos sucesos
internacionales que han afectado la visión que se
tiene sobre estos, como así también los efectos que
en el corto plazo tendrán sobre su producción global
y local. La segunda, en tanto, presenta una visión
preliminar de las estimaciones de reservas de estos
recursos no convencionales para la Argentina (datos
que han sido extraídos del último informe de la EIA)
e incluye algunas recomendaciones2 . El documento
finaliza con una conclusión.
El shale producirá un cambio radical en el mercado
internacional del petróleo y el gas, en la medida en
la que los países que gozan de mayores reservas
vayan mejorando las técnicas de extracción e
incorporando su producción tanto a los mercados
domésticos como externos e incrementen la oferta y
equilibren los precios. Teniendo en cuenta que este
tipo de recursos no convencionales se encuentra
bien distribuido alrededor del globo (mejor aún
que los convencionales), el shale oil y el shale gas
aparecen como una clara extensión a recursos
energéticos finitos y sustanciales para el crecimiento
económico global.
1
EIA, World Shale Gas Resources: An initial assessment of 14 regions
outside United States (Abril del 2011) & EIA /ARI, World Shale Gas and Shale Oil
Resources assessment: Energy Information Administration-Advanced Resources
International, (Junio de 2013).
2
La sección dedicada a la Argentina se ha apoyado en otros documentos
que tratan el mismo tema. Entre ellos, el informe de Nicolás Di Sbroiavacca de la
Fundación Bariloche (Agosto de 2013) ha sido uno de los de mayor contribución
en la redacción de esa sección.
2
I. El marco internacional
I. 1. Sucesos que redefinieron el contexto económico
internacional.
El último decenio se ha destacado por una serie de eventos de
índole económica que han beneficiado a los países productores
y exportadores de primarios, y colocado a los commodities en
el centro de la escena internacional.
El crecimiento sin precedentes de las economías emergentes,
el boom de los precios internacionales de los commodities
(con inicios en el año 2001 y epicentro en 2007/2008) y las
crisis experimentadas por el mundo desarrollado, no obstante,
conforman los sucesos más relevantes para el presente
análisis, ya que, en conjunto, han transformado los mercados y
el contexto económico mundial de los últimos años.
La aceleración en el crecimiento de los emergentes ha
contribuido de manera significativa a las presiones sobre
la demanda internacional de bienes primarios (productos
agrícolas, minerales y energéticos), lo que da lugar al más
importante ciclo de aumento sostenido en los precios de
commodities del que se tenga memoria. Del mismo modo,
estas presiones han impactado de lleno sobre los precios
relativos mundiales de los bienes transables y afectaron de
manera sustancial los términos de intercambio (TOT3), los
saldos comerciales y el crecimiento actual y esperado del
mundo en desarrollo.
Muchos países de Latinoamérica, incluida la Argentina, se
han visto beneficiados por este viento de cola (como lo han
denominado varios economistas y analistas internacionales)
debido, principalmente, a la elevada relación o dependencia que
existe entre su crecimiento económico, las variaciones en los
precios de los productos primarios y los TOT.
3
Es el cociente entre el índice de precios de las exportaciones y el
índice de precios de las importaciones. Un aumento en este indicador implica
una mejora de los TOT, ya que la economía, en términos relativos, puede exportar
sus bienes a mejores precios que aquellos a los que importa. El incremento en
los precios internacionales de los commodities (precios de alimentos, minerales
y energéticos) disparó los TOT de la mayor parte de los países productores y
exportadores netos de estos bienes, ya que la medida depende crucialmente de
estos precios en su numerador.
Latinoamérica es una región abundante en recursos naturales.
Históricamente, los países que la conforman han basado
su estrategia de crecimiento e inserción internacional en la
producción de commodities y bienes homogéneos (es decir,
escasamente diferenciables, tales como los productos del agro,
de la industria de los alimentos y de las actividades extractivas
del petróleo y el gas), lo cual, sumado a los procesos de
inestabilidad política, institucional y económica que han
tenido lugar en casi todos ellos, ha sido un obstáculo para su
desarrollo. La razón fundamental que explica tal límite es que
los precios de los primarios son generalmente volátiles por
estar atados al equilibrio entre su oferta y demanda. De este
modo, si un país ata su crecimiento a tales precios, o sus TOT
dependen fuertemente de estos, estará también atándose
al comportamiento de los mercados internacionales y su
volatilidad4.
La Figura 1, que muestra la evolución del crecimiento de largo
plazo de los términos del intercambio y del PBI argentinos
utilizando promedios móviles a 10 años (PM a 10 años), brinda
un claro ejemplo. Como puede observarse, el crecimiento
económico de nuestro país de los últimos 40 años sigue de
cerca al comportamiento de los TOT, lo que da cuenta de la
elevada correlación entre estas dos variables (interrumpida
cíclicamente por procesos de desorden institucional y crisis
económicas internas) y, por lo tanto, de la alta dependencia
de la matriz de producción nacional respecto a los eventos de
origen externo y sus naturales consecuencias5.
4
Tal dependencia, a su vez, termina teniendo efectos muy significativos
sobre los mercados de consumo local (el passthrough, o mecanismo de
transmisión a los precios internos, suele ser elevado para este tipo de bienes),
la estructura de precios doméstica, la competitividad de la economía y su
crecimiento esperado.
5
La alta correlación entre tasas de crecimiento económico y términos
del intercambio conforma un denominador común entre economías en vías de
desarrollo que no han logrado desprenderse del impacto de los sucesos externos
(Ver Michaely, 1977; Balassa, 1978; Heller & Porter, 1978). Como lo muestra la
misma figura, tal correlación ha ido creciendo en el tiempo y ha alcanzado, en la
última década, su valor más alto, lo que muestra la elevada dependencia actual
del crecimiento a los TOT.
3
FIGURA 1
FIGURA 2
Evolución del crecimiento de largo plazo de los TOT y del
PBI. Argentina. Período 1973-2013 (en porcentajes)
Patrón de crecimiento del PBI para distintos grupos de
países. Promedios para los períodos 2000-2005, 2006-2011 y
2012-2018 (en porcentajes)
Fuente: Elaboración propia sobre la base del Banco Mundial (Pink Sheet,
2012) e INDEC.
Finalmente, deben ponderarse también las crisis
internacionales, principalmente las que han afectado e
impactado de lleno sobre el mundo desarrollado, que, al
desdoblar el patrón de crecimiento global, han dejado espacio
para el avance de las economías emergentes y del mundo en
desarrollo.
Tal desdoblamiento puede observarse más detenidamente
en la Figura 2, donde se ha expuesto el crecimiento promedio
para distintos grupos de economías (según clasificaciones
efectuadas por el Fondo Monetario Internacional) y distintos
períodos, incluyendo una estimación o proyección para el tramo
2012-2018. El crecimiento promedio mundial durante el período
2006-2011 (3.7%) fue el resultado combinado de las exiguas
tasas experimentadas por las economías desarrolladas (quienes
pasaron de un crecimiento promedio de 2.6% anual en 20002005 a otro del 1.2% en el siguiente período debido al impacto
de las crisis financieras) y las observadas para los países
emergentes y en vías de desarrollo (que pasaron de crecer a un
ritmo medio anual del 5.9% en 2000-2005 a otro del 6.6% en
2006-2011).
En este patrón de crecimientos desiguales, los países asiáticos
son los que mayormente explican el experimentado por
el grupo de los emergentes, mientras que las economías
latinoamericanas son las de menor contribución aunque con
ritmos superiores al mundo desarrollado y al promedio global.
Finalmente, y con relación al último período, el crecimiento
medio proyectado seguirá la misma tendencia durante
2012 – 2018. Con ello, se estima que los países emergentes
seguirán liderando e impulsando el crecimiento mundial de los
próximos años y se conformarán en el motor de desarrollo de la
economía global.
Fuente: Elaboración propia sobre la base de datos del Fondo Monetario
Internacional (FMI), 2013
Nota: el crecimiento para el período 2012-2018 incluye estimaciones del FMI
La influencia de los diversos eventos internacionales que
concurrieron en los últimos diez años ha sido determinante para
la economía regional, principalmente en lo referido al proceso
de reasignación de recursos escasos (tierra, capital y trabajo)
hacia actividades de producción de menor valor agregado, a la
adaptación de las matrices de producción a las necesidades
externas y a la profundización de la dependencia del
crecimiento doméstico respecto a la coyuntura internacional.
De esta manera, ha perdido fuerza el impulso al desarrollo
de otras actividades de mayor valor y contribución potencial
al crecimiento del PBI, como así también la oportunidad de
una mayor diversificación en la producción y exportación de
bienes. Asimismo, se ha limitado el impacto de los derrames
potenciales de conocimientos, procesos y tecnologías
asociados al desarrollo de actividades más sofisticadas, y
que, en el mediano a largo plazo, permitirían desacoplar el
crecimiento regional de los sucesos externos.
La explotación y producción de recursos naturales,
principalmente los relacionados con la energía, se diferencian
de otras actividades extractivas (la producción agropecuaria,
por ejemplo) debido a su mayor intensidad en el uso del
capital, sus mayores requerimientos de inversiones y su
estrecha relación con el avance de la tecnología. Tanto la
explotación de petróleo como la de gas conforman actividades
que, independientemente del atractivo que generen sus
precios, requieren de importantes inversiones en exploración
e infraestructura, son intensivas en el uso de capital físico
y humano, y promueven la generación de conocimientos,
procesos y tecnologías que, al derramarse, pueden tener
importantes efectos positivos sobre el resto de la economía y
sus actividades.
FIGURA 3
Economías emergentes y avanzadas: patrón de crecimiento,
comportamiento del precio del petróleo y el gas y demanda
por energía. 2000-2013.
Latinoamérica es una región que se ha caracterizado por la
implementación de proyectos de desarrollo sustentados en
los patrones del modelo primario exportador. Su dinámica
económica y los procesos de acumulación de capital se han
definido por su especialización en la producción agrícola y
la exportación de materias primas, en particular de recursos
minerales, gasíferos y petroleros.
Como ya ha sido detallado, la intensidad en el desarrollo de
estas actividades se ha visto favorecida por el proceso de
alza en los precios de las materias primas de los últimos
años, como así también por el crecimiento de las economías
emergentes (en especial de China e India). Tales eventos han
derivado en un fuerte ciclo de crecimiento para la región, de
por sí abundante en recursos naturales, lo que ha reafirmado el
papel preponderante de las actividades ligadas a la producción y
exportación de materias primas como base de su desarrollo.
La Figura 3 intenta captar gráficamente lo descripto en los
párrafos anteriores. Dejando de lado las preguntas sobre
causalidad (es decir, si una variable determina a la otra o
viceversa), puede apreciarse que la demanda de bienes
energéticos (y de primarios en general) acompaña el patrón
de crecimiento de los países. Asimismo, puede apreciarse
que el comportamiento del índice conjunto de precios de los
energéticos (un índice que surge de promediar los precios
internacionales del gas y el petróleo) se ha mostrado más
como un reflejo del crecimiento de los países emergentes que
de aquel observado para los desarrollados, lo que justifica la
gran influencia de este conjunto de países sobre la demanda
internacional de commodities y sus precios.
Fuente: Elaboración propia sobre la base de datos del Banco Mundial y FMI,
2013.
Nota: el índice de precios de los energéticos fue estimado sobre la base de
la evolución de los precios del petróleo y el gas según datos provistos por
el Banco Mundial (en el año 2000). Los índices de demanda de energéticos,
por otro lado, fueron construidos utilizando datos del uso de energía por
país (en unidades de petróleo equivalente), también provistos por el Banco
Mundial.
En suma, los acontecimientos internacionales de los últimos
años han transformado el ambiente de negocios y alterado
las respuestas a las preguntas básicas de la economía (¿qué
producir?, ¿cómo producirlo? y ¿para quién?). El mundo
ha vuelto su mirada hacia las economías emergentes y los
países en desarrollo, al tiempo que ha puesto casi a un lado
a los desarrollados. Según constata la evidencia, el desarrollo
global de los próximos años estará liderado por el crecimiento
económico de los emergentes y tal crecimiento solo podrá
darse en la medida en la que el mundo en desarrollo y países
como el nuestro estén a la altura de las circunstancias, es
decir, en la medida en la que podamos ofrecer los insumos
y factores que estos demanden. En un contexto de precios
elevados, principalmente para el petróleo y los alimentos, y de
alta demanda, los países productores y exportadores de energía
tienen una oportunidad única para desarrollar estos sectores y
aprovechar, en el mediano plazo, los derrames positivos sobre
el resto de las actividades y su crecimiento.
5
I.2 Reservas, producción y consumo mundial de
petróleo y gas convencional
En este contexto, la disponibilidad de recursos energéticos
resulta crucial para sostener el crecimiento de los países
que impulsan el desarrollo mundial en tiempos de crisis, su
demanda (orientada básicamente a los países en desarrollo)
y el crecimiento de regiones clave como Latinoamérica y de
países como la Argentina. En ese sentido, la Tabla I expone de
manera sucinta cuáles son los principales países y regiones
con reservas probadas de petróleo y gas convencional, y una
estimación puntual de la cantidad de años de disponibilidad que
estas representarían al ritmo de producción actual6.
De esa tabla puede extraerse que Venezuela, como economía
individual, es el país con mayores reservas probadas de
petróleo (211 mil millones de barriles), seguida por Canadá (174
mil millones de barriles), Rusia (60 mil millones de barriles) y los
EE.UU. (27 mil millones de barriles). Argentina, por otro lado, se
ubicaría en la décima posición (con 3 mil millones de barriles),
luego de China, Brasil, Argelia, México y Ecuador. En general,
puede apreciarse que Latinoamérica, como región, reúne a
muchos de los países con mayores reservas probadas de
petróleo en el mundo (el 16% de estas o algo más de 249 mil
millones de barriles). Otro dato que se desprende de la misma
tabla es la cantidad de años que durarían tales reservas al ritmo
de explotación actual (Años de disponibilidades). Es importante
destacar que, en promedio, los países con mayores niveles de
producción son lo que más ven afectadas sus disponibilidades
a futuro, por lo que el ranking anterior se ve significativamente
alterado cuando se analizan estas cifras.
6
Para el presente análisis la región de Medio Oriente queda incluida en
“Otros Países” (es decir, no aparece de manera explícita), debido a que no ha sido
incluida en los estudios sobre reservas mundiales de Shale Oil y Shale Gas (U.S.
EIA). No obstante, Arabia Saudita, Irán, Irak, Kuwait y los Emiratos Árabes Unidos
son los que reúnen alrededor del 95% de las reservas de petróleo probadas en
esa región (802 mil millones de barriles) y los que representan, también, fuentes
importantes del recurso para el mundo
6
TABLA I
Reservas de petróleo y gas convencional en el mundo.
Datos de 2012.
Fuente: Elaboración propia sobre la base de datos de EIA y USGS (United
States Geological Survey), 2013.
Nota: (i) “Otros países” incluye a Medio Oriente, una de las regiones
más ricas en petróleo. (ii) La mayoría de los valores de reservas han sido
redondeados al entero próximo mayor (por ejemplo, en el caso de Argentina,
las reservas de petróleo, que son de 2.8 miles de millones de barriles, han
sido redondeadas a 3 mil millones).
Teniendo en cuenta la estimación de la cantidad promedio de
años de disponibilidades para el mundo (47 años al ritmo de
explotación actual), puede observarse que todos los países
analizados, exceptuando a Canadá y Venezuela, quedan por
debajo de ese guarismo. De hecho, la mayoría solo tendría
reservas para un horizonte no mayor a los 20 años, países
como Ecuador y Chile no superarían los 50, y otros, como
Canadá y Venezuela, estarían entre los 100 y los 200 años.
Si bien la región de Medio Oriente no ha sido presentada
de forma explícita, un análisis preliminar estima que a la
región, en promedio, le quedarían alrededor de 80 años de
disponibilidades de petróleo de sus reservas probadas, cifra
que se ubica por encima del promedio mundial y del alcanzado
por el grupo “Otros Países”, pero muy por debajo de las
observadas para algunos países del continente americano (tales
como Canadá o Venezuela).
Un análisis similar puede hacerse para el gas. Las reservas
convencionales probadas de este importante recurso están
concentradas en el grupo de “Otros Países” (61% de las
reservas probadas a nivel mundial), principalmente en la región
de Medio Oriente (41%). Al grupo anterior lo siguen Rusia
(25%), EE.UU. (5%), Venezuela (3%), Argelia (2%), China (2%) y
Canadá (1%). En este orden, y sin tener en cuenta las reservas
que el informe de la EIA estima que quedarían por descubrirse7,
Argentina se ubica en la duodécima posición (con el 0.20%).
Sin embargo, y a pesar de estar algo rezagada en relación al
resto de los países, Argentina tiene reservas probadas de gas
que son superiores a las estimadas para la mayoría del resto
de los países de la región (solo exceptuando a Venezuela y
México) y que, a diferencia del petróleo, la conforman en una
fuente importante de este recurso para Latinoamérica (aun
teniendo en cuenta la falta de inversiones, su baja explotación
y las necesidades del país que actualmente son cubiertas con
importaciones desde mercados que, incluso, gozan de menores
existencias –Bolivia, por ejemplo-).
7
Ver en las siguientes secciones.
A diferencia de lo que sucede con el petróleo, las
disponibilidades totales de gas convencional llegarían a los 59
años para el mundo y a los 39 para Latinoamérica. De nuestra
región, Venezuela es el país que lidera este ranking (220 años),
seguido por Chile (67 años), Ecuador (33 años) y Perú (31 años).
Nuevamente, y sin contar las reservas que podrían descubrirse
en un futuro, Argentina se ubica en el fondo de este ranking
con solo 10 años de disponibilidades.
Otro punto que debe destacarse, y que está muy relacionado
con las disponibilidades estimadas para cada país, son los
niveles actuales de producción y consumo de hidrocarburos.
En tal sentido, la Tabla II expone las últimas mediciones de
una y otra variable para la misma muestra de países, grupos y
regiones que ya vienen analizándose, con más una estimación
del valor en dólares de cada una de estas y el déficit o superávit
que surge de su diferencia (es decir, una medición que
aproxima el comportamiento del balance comercial de ambos
hidrocarburos).
Latinoamérica contribuye con el 12% de la producción mundial
de petróleo convencional y con el 6% de la de gas. Argentina,
en tanto, lo hace con el 0.8% y el 1.2% de cada hidrocarburo
respectivamente (cifras que representan, a su vez, el 6.7% y
el 18.5% de la producción total de petróleo y gas convencional
de la región). En valores absolutos, México, Brasil y Venezuela
son los países latinoamericanos que más barriles de petróleo
producen al año, registrando respectivamente 1,072 millones,
968 millones y 909 millones en 2013.
No obstante, a nivel mundial, el grupo “otros países” es el
que mayores cantidades registra, con una producción que
ha alcanzado los 16,889 millones de barriles en el último año
(recordemos que en este grupo se encuentran los países de
Medio Oriente, que representan el 30% de la producción
mundial de ese recurso). Asimismo, países como EE.UU., Rusia,
China y Canadá son grandes contribuidores a la producción
mundial de petróleo convencional, con participaciones que
alcanzan el 12%, 11.6%, 5% y 4.3% respectivamente.
7
Abordando algunas cifras más sobre gas convencional, la tabla
revela que México, Trinidad y Tobago, Argentina y Venezuela
son los países de la región con mayores niveles de producción.
El liderazgo en el resto del mundo, en tanto, se lo disputan
los países de Medio Oriente (que representan el 15% de la
producción mundial), EE.UU. (19%), Rusia (19%), China (3%) y
Canadá (4.5%).
En el caso de Chile, tanto las reservas probadas de petróleo
como las cantidades producidas al año son bajas en relación
con el resto de los países de la región. Si a ello se suma un
desarrollo industrial significativo, una población de 18 millones y
cierta carencia en la producción de gas, los niveles de consumo
quedan justificados, como así también el déficit observado en
la medición presentada en la última columna (P - C).
El análisis de producción no estaría completo sin una
presentación de los datos de consumo. A primera vista, los
datos de producción pueden engañar si son apartados de los
de consumo, ya que las necesidades y demandas de cada
país dependerán fuertemente de su población, del ingreso
medio y de los niveles de uso de esta energía. La combinación
de estos datos y su integración en un solo análisis permiten
esbozar algunas conclusiones sobre cuál es la situación actual
y futura de cada economía, el comportamiento esperado de su
oferta y demanda de energía, las presiones que podrán darse
sobre los precios y la demanda internacional de hidrocarburos
y, finalmente, los efectos inmediatos sobre la producción de
hidrocarburos no convencionales.
Los niveles de consumo en Brasil (tanto de uno como de otro
hidrocarburo) están relacionados a su importante población (que
se acerca a los 200 millones) y a los niveles de producción, que,
si bien elevados para las cifras de la región, quedan rezagados
cuando se analizan los requerimientos de la economía y su
actual ritmo de crecimiento. Asimismo, los datos revelan que
este país, gracias a la combinación de déficits en la producción
de petróleo y gas, se presenta como uno de los de mayor
demanda de recursos hidrocarburíferos de la región y de mayor
diferencia entre los recursos energéticos que genera y los que
consume (Ver “Columna P – C”).
Como puede extraerse de la tabla, los niveles de consumo
de petróleo y gas convencional, salvando algunas
excepciones, acompañan los datos de producción. En el caso
de Latinoamérica, Chile, Brasil y los países del “resto de
Latinoamérica” alcanzan consumos que superan largamente
a su producción de petróleo y se de una situación similar con
Argentina, Brasil y México por el lado del gas.
8
Los países del resto de Latinoamérica, finalmente, carecen de
reservas significativas de petróleo o gas convencional y sus
niveles de producción son efímeros o nulos, por lo que los
déficits energéticos se hacen recurrentes en este grupo.
TABLA II
Producción y consumo de petróleo y gas convencional en el mundo. Datos de 2012.
Fuente: Elaboración propia sobre la base de datos de EIA & Banco Mundial, 2013
Nota: (i) M.M. es “Miles de Millones”. (ii) Los datos de producción y consumo en millones de barriles son estimados utilizando la información provista por
EIA (Miles de barriles por día), multiplicados por 365 días. Algo similar ocurre con los datos del gas. EIA provee información en miles de millones de pies
3
cúbicos y en la tabla esos datos son pasados a miles de millones de m . Los datos de producción y consumo en miles de millones de dólares son obtenidos
3
multiplicando las cantidades de uno y otro hidrocarburo por su precio internacional (dólares por barril para el petróleo y dólares por m para el gas). Los
precios son obtenidos directamente del Banco Mundial (World Bank Pink Sheets Commodity Prices, 2013). Finalmente, la última columna (“déficit”) surge
de restar el valor en dólares de la producción y el consumo de ambos hidrocarburos. Tal información, si bien no pretende reemplazar los datos de comercio
exterior, permite aproximar su comportamiento y la situación actual del balance energético de cada país.
A contramano de lo anterior, Argentina y México son
superavitarios en la producción de petróleo pero deficitarios en
la de gas. En Argentina, el retraso en materia de inversiones,
en conjunto con precios internacionales que no han sufrido
grandes variaciones, ha desincentivado la producción de gas
por muchos años y amplió la brecha entre los requerimientos
energéticos de la economía y su producción doméstica. Con
ello, las importaciones del recurso han ido creciendo al ritmo
de esa brecha y de la expansión de una demanda agregada
fomentada básicamente por el consumo.
Finalmente, a nivel global, y salvando al grupo “otros países”,
las economías de EE.UU., China y Rusia son las de mayor
consumo de petróleo y gas, y las que, dejando a Rusia de lado,
mayores déficits presentan en el binomio producción-consumo
(P – C).
Los párrafos anteriores intentan dar una visión general de la
situación global en cuanto a reservas, producción y consumo
de dos de los recursos energéticos más importantes de los
que dispone el mundo para su funcionamiento y desarrollo. Los
recientes descubrimientos de hidrocarburos no convencionales
en muchas regiones y países alrededor del globo, han
conformado una suerte de renacer para estos recursos, ya
que, al ritmo actual de extracción, las reservas probadas de
convencionales no llegarían a ver la luz del próximo siglo8.
Al mismo tiempo, la posibilidad de extraer estos recursos y
producir combustibles y energía a partir de ellos conforma una
oportunidad extremadamente atractiva para los países que
gozan de cuantiosas existencias en sus suelos.
8
Si bien países como Venezuela y Canadá tendrían disponibilidades
de petróleo para un período mayor a los 100 años, es de esperar que tales
países aumenten su ritmo de extracción al observar el agotamiento de estos
recursos alrededor del globo, lo que reduciría drásticamente su horizonte de
disponibilidades.
9
Si además se tienen en cuenta las posibles crisis energéticas
que el mundo deberá enfrentar en un futuro no muy lejano,
el shale se presenta como una solución para economías que
han reducido sensiblemente sus reservas probadas (EE.
UU., Colombia, Australia y México)9, o como un proyecto
potencialmente redituable y conveniente para el resto, es
decir, para aquellas que sufren de una escasez histórica
de inversiones en el sector y no han podido desarrollarlo
(aun gozando de cuantiosas reservas) o padecen de ciertos
problemas para financiar su matriz energética.
Teniendo en cuenta el empuje sin precedentes que viene
experimentando el precio internacional del petróleo desde 2007
(con una caída en 2009, por la crisis financiera internacional) y el
aumento sostenido que se proyecta para el gas en los próximos
años, es de esperar que países como la Argentina, rica en
hidrocarburos, tomen ciertas decisiones que apunten a mejorar
los niveles de inversión para su explotación10 y los beneficios
potenciales que de esta deriven11.
Nótese además que si a lo anterior se suman el crecimiento
esperado para las economías emergentes (5% anual promedio),
ávidas de recursos energéticos, los límites que sus propias
producciones e inversiones les impongan, la recuperación del
mundo desarrollado y las necesidades del resto, las presiones
sobre la demanda internacional de estos factores seguirán
firmes, lo que da lugar a mayores aumentos en los precios e
incentivos a su producción.
En este entramado internacional, los países con los mejores
perfiles de producción de hidrocarburos serán los claros
ganadores, en tanto aquellos destacados por sus reservas
solo se beneficiarán en la medida en la que sean capaces
de materializar sus existencias (reservas) en un producto
terminado que logre abastecer tanto al mercado interno como
al externo.
9
En todos estos casos, la cantidad de años de producción que
representan las reservas probadas no superan los 10 para el petróleo o los 15
para el gas. Si bien en el caso de Argentina éstas representan algo más de 9 y 10
años respectivamente, el último informe de la EIA estima que aún quedarían por
descubrir en el país algo más de 350 mil millones de metros cúbicos de petróleo
y más de 1,200 miles de millones de metros cúbicos de gas.
10
La nacionalización de YPF y los acuerdos con empresas extranjeras
son decisiones que van en ese sentido (Chevron y su incursión en Vaca Muerta,
por ejemplo)
11
La búsqueda del autoabastecimiento de energía y el ingreso de
divisas que alivianen la balanza comercial energética son parte de esos objetivos.
10
I.3. Los no convencionales: shale oil & shale gas en el
mundo.
El shale tiene la particularidad de poder transformar el escenario
energético mundial en un futuro no muy lejano. Según algunos
estudios preliminares hechos por agencias e instituciones de
renombre, sería abundante, estaría bien distribuido alrededor
del globo y conformaría una extensión inesperada o renovación
a un recurso que, por definición, es finito. Si bien el shale
(hidrocarburo no convencional), no se diferencia del petróleo
o gas extraído por los métodos convencionales, implica un
esfuerzo adicional en términos de inversiones, tecnologías
y costos en los que las empresas deben incurrir para su
extracción exitosa y posterior producción.
A diferencia de los petróleos y gases convencionales, cuyos
reservorios se encuentran más cercanos a la superficie y en
capas significativamente más accesibles, los hidrocarburos
no convencionales (o shale) residen o permanecen en lo
que se conoce como roca madre o generadora. Una de las
principales características de esta roca es su baja porosidad y
permeabilidad, por lo que tanto el gas como el petróleo en su
interior se encuentran atrapados y no pueden desplazarse por
el interior de la formación o escaparse de esta.
Los hidrocarburos, en general, y sin distinción, son originarios
de esta formación. En el transcurso de milenios, y a partir de
los diversos movimientos de la corteza terrestre, la roca fue
resquebrajándose generando fisuras y permitiendo la migración
de algunos gases y petróleos a capas más elevadas, porosas
y permeables, de las cuales hoy se extraen lo que conocemos
como hidrocarburos convencionales. El resto, en tanto,
que quedó atrapado en la roca madre y no pudo ascender a
capas más elevadas y finas, es lo que conocemos como no
convencionales.
Según estimaciones propias basadas en datos disponibles
al momento de redactar este informe12, la suma total de
petróleo no convencional (o shale-oil) se acercaría a los 5,600
miles de millones de barriles en todo el globo, o a los 892 mil
millones de metros cúbicos (m3). En términos comparativos
al total de reservas probadas del recurso convencional, las del
hidrocarburo no convencional lo representaría en más de 3.6
veces, y esto es solo si se tienen en cuenta las estimaciones
para los países donde hoy se sabe existen reservas no
convencionales de petróleo, por lo que las cifras anteriores
podrían ir cambiando con el tiempo e incluso aumentar (Ver
Tabla III al final del apartado).
12
de 2013.
EIA/ARI, World Shale Gas and Shale Oil Resources assessment, Junio
70
12
60
10
MM barriles (eje izq.)
8
CVP (eje dcho.)
40
6
30
CVP
50
4
20
10
2
0
0
Canada
Mexico
Venezuela
Australia
Argentina
China
USA
FIGURA 5
Reservas de shale-gas
1800
60
1600
50
1400
TCF (eje izq.)
1000
CVP (eje dcho.)
40
30
800
600
CVP
1200
20
400
10
200
0
0
Brasil
Rusia
Sudáfrica
…
Australia
México
Canada
Algeria
Argentina
China
USA
13
Un Tera Cubic Feet (TCF) es igual a 27,000 millones de m3.
14
Este valor o factor de recuperación es el comúnmente utilizado para el
petróleo. En lo que respecta al gas, tal cifra asciende al 27%.
14
LATAM
La misma tabla desagrega información valiosa sobre las
reservas estimadas de hidrocarburos no convencionales que
existirían en varios países alrededor del mundo (todas ellas
ponderadas por un factor de recuperación). Entre los más
destacados encontramos a Rusia (con 75 mil millones de
barriles de petróleo y 7,695 miles de millones de m3 de gas),
EE.UU. (con 48 mil millones de barriles de petróleo y 31,347
miles de millones de m3 de gas), China (con 32 mil millones de
barriles de petróleo y 30,100 miles de millones de m3 de gas) y
la Argentina (con 27 mil millones de barriles de petróleo y algo
más de 21,000 miles de millones de m3 de gas). En este último
caso, se estima que Argentina poseería en su suelo cerca del
50% del total de hidrocarburos no convencionales existente en
Latinoamérica (es decir, el 8% del petróleo y el 10% del gas no
convencional existente en todo el mundo), seguida por México
y Venezuela.
80
LATAM
Con un factor de recuperación del 27%, las reservas de gas no
convencional caen a 7,795 TCF, o 210,465 miles de millones de
m3, de los cuales Latinoamérica poseería el 20%. En términos
relativos, estas cifras representarían, a su vez, un 110% de las
reservas probadas de gas convencional.
Reservas de shale-oil
Rusia
Siguiendo la Tabla III puede apreciarse que cuando son tenidas
en cuenta estas salvedades las estimaciones se hacen más
conservadoras. En lo que respecta al petróleo, la estimación,
descontando riesgo y factibilidad (es decir, con un factor de
recuperación del 6%14), cae a 335 mil millones de barriles o
53 mil millones de m3, de los cuales Latinoamérica poseería
cerca del 16%. Asimismo, en términos comparativos o relativos
al total de reservas probadas del recurso convencional, el
hidrocarburo no convencional representaría solo el 22% de este
si solo se tienen en cuenta las estimaciones para los países
donde hoy se sabe existen reservas de shale-oil, por lo que tal
proporción podría ir cambiando con el tiempo e incluso superar
las reservas probadas a nivel mundial.
FIGURA 4
Miles de Millones de barriles
Los guarismos anteriores, no obstante, representan
las estimaciones de la cantidad de hidrocarburos no
convencionales existente alrededor de todo el globo sin tener
en cuenta el riesgo y la factibilidad técnica de extracción
(es decir, sin tener en cuenta un factor de recuperación),
variables que, por otro lado, son comúnmente reportadas y
contabilizadas al momento de efectuar una estimación más
precisa acerca de cuánto del hidrocarburo es posible extraer y
producir con la tecnología y los recursos disponibles.
Finalmente, en lo que respecta al CVP (o la cantidad de
veces que el hidrocarburo no convencional representaría a las
reservas probadas del convencional), Argentina posee dos de
las cifras más elevadas: 10 y 65 veces para el petróleo y el gas
respectivamente. Tales medidas pueden apreciarse mejor en las
Figuras 4 y 5, a continuación, donde además se detallan varias
de las cifras comentadas anteriormente.
TCF
Algo similar ocurre con el gas. Se estima que las cantidades
no convencionales de este recurso llegarían a los 29,144 TCF13
en todo el mundo, o, lo que es lo mismo, a los 787,000 miles
de millones de m3. En rigor, estas cifras representarían más
de cuatro veces las reservas probadas de gas convencional
alrededor de todo el mundo.
Fuente: Elaboración propia sobre la base de datos de EIA, 2013.
11
En síntesis, las estimaciones presentan a la Argentina como
uno de los países con mayores reservas de hidrocarburos
no convencionales y CVP. Ambos datos posicionan a nuestro
país como una fuente significativa de estos recursos, los
cuales, de poder ser extraídos, le permitirían transformar su
matriz energética, alcanzar el autoabastecimiento y restituirse,
finalmente, como exportador neto de hidrocarburos (lo cual
tendría impactos muy positivos sobre su balance energético y
actuales déficits).
TABLA III
Shale oil & shale gas en el mundo. Datos de 2012/2013.
Fuente: Elaboración propia en base a datos de EIA /ARI, 2013.
Notas: i. TCF es la cantidad de TCF estimada sin tener en cuenta la factibilidad técnica de extracción (es decir, sin tener en cuenta el factor de recuperación).
Por otro lado, ii. TCF es la cantidad de TCF una vez que se tienen en cuenta las salvedades antes mencionadas (con un factor del 6% para el petróleo y de
un 27% para el gas). La cantidad de m3 y barriles surgen de multiplicar los TCF por un factor de 27 (ya que cada TCF representa un aproximado de 27,000
millones de m3) y de dividir los m3 por .159 (ya que cada barril contiene en promedio 159 litros o .159 m3). Finalmente, el CVP es la cantidad de veces que
representa el hidrocarburo no convencional a las reservas probadas del convencional.
12
II. El marco local: shale
en Argentina
Como consecuencia de la declinación experimentada en las
reservas hidrocarburíferas convencionales de EE.UU. durante
las últimas décadas, se pusieron en marcha una serie de
proyectos orientados a desarrollar una técnica viable que
permitiera la extracción de no convencionales. La etapa de
extracción y producción de hidrocarburos no convencionales
queda iniciada recién en 2005, año en el que comienza a
perforarse el primer pozo de este tipo en Texas, EE.UU.
(Barnett Shale).
A raíz de las importantes implicancias de este “nuevo” recurso
para el desarrollo actual y futuro de EE.UU. y el mundo, la
Agencia de Información Energética de los EE.UU. (EIA) decide
llevar a cabo un estudio pormenorizado sobre shale en regiones
fuera del país. Tal estudio15, publicado en abril de 2011, pondera
a la Argentina como una de las principales fuentes de estos
recursos alrededor del mundo y estima que nuestro país
contaría con reservas técnicamente recuperables de 774 TCF de
gas no convencional (o 20,900 miles de millones de m3).
Una posterior actualización, en junio de 2013 16, mejoró la
estimación de hidrocarburos no convencionales para todas
las regiones y países analizados. En esa versión, la EIA
asegura que la Argentina contaría con reservas técnicamente
recuperables de hidrocarburos no convencionales que
alcanzarían los 802 TCF para el gas (o 21,654 miles de millones
de m3) y los 26.9 miles de millones de barriles para el petróleo
(o 4.3 miles de millones de m3 del mismo recurso).
El mismo estudio, a su vez, profundiza el análisis desagregando
información pertinente a las cuencas que podrían explotarse en
nuestro país. Tal información queda detallada en la Tabla IV17, y
su contenido es descripto a continuación.
II.1 Shale gas (gas no-convencional)
Las formaciones de Los Molles y Vaca Muerta en la cuenca
Neuquina representan los yacimientos más importantes de
reservas no probadas de shale gas en suelo argentino. Teniendo
en cuenta solo el ajuste por riesgo18, los recursos potenciales
de gas no convencional en esta cuenca alcanzarían los 2,184
TCF (1,140 TCF en Vaca Muerta y 1,044 TCF en Los Molles). De
esta cifra, los recursos técnicamente recuperables (es decir,
utilizando un factor de recuperación del 27%) serían de 583
TCF o 15,740 miles de millones de M3. Este último guarismo
representa, a su vez, un aproximado de 49 veces las reservas
probadas de gas convencional en suelo argentino y más del
70% del total de reservas técnicamente recuperables de shale
gas existentes en nuestro país.
Las cuencas de San Jorge, en Chubut; Austral-Magallanes,
en Tierra del Fuego; y Paraná-Chaco, en Chaco; completan
el mapa del shale gas en nuestro país. La primera de estas
contaría con reservas no probadas técnicamente recuperables
(utilizando un factor del 20%) que alcanzarían los 88 TCF (2,365
miles de millones de M3 de gas), cifra que equivale a 7 veces
las reservas probadas de gas convencional en nuestro país.
Las cuencas de Austral-Magallanes y Paraná-Chaco, por otro
lado, gozarían respectivamente de 127 TCF y 3 TCF de reservas
recuperables de shale gas.
En síntesis, las estimaciones efectuadas por la EIA ubican a la
Argentina como uno de los países con mayores reservas de
gas no convencional, y a la cuenca Neuquina como uno de los
puntos más importantes para la explotación de este recurso
a nivel mundial, gracias a las reservas que existirían en las
formaciones de Vaca Muerta y Los Molles.
Como se desprende de la Tabla IV, el factor de recuperación
promedio utilizado para obtener una estimación de las reservas
no probadas técnicamente recuperables de shale gas fue del
25%. Con este factor, que ya horada las existencias in-situ en
una proporción significativa debido al riesgo y las posibilidades
de extracción, las cantidades obtenidas (o estimadas)
del recurso superarían en varias veces a las existencias
probadas de gas convencional existentes en el país (67 veces
aproximadamente).
15
EIA, World Shale Gas Resources: An initial assessment of 14 regions
outside United States, abril de 2011.
16
EEIA/ARI, World Shale Gas and Shale Oil Resources assessment:
Energy Information Administration-ARI, junio de 2013
17
Asimismo, se ha añadido un mapa referencial en el Anexo I.
18
El ajuste por riesgo es obtenido multiplicando las existencias totales
del recurso por un factor de éxito. Este factor, a su vez, está determinado por las
características geológicas de cada país.
13
No obstante, si se utilizaran factores aún más conservadores
que los anteriores (por ejemplo, del 6.5%19) , las estimaciones
de shale gas seguirían siendo abundantes y representarían
alrededor de 18 veces las reservas convencionales probadas de
gas de nuestro país.
Por lo anterior, puede decirse que si bien la magnitud de los
recursos no probados de shale gas sería proporcionalmente
mayor a las reservas probadas de gas convencional (sea cual
sea el factor de recuperación utilizado), la incertidumbre que
presentan ciertas variables, como los factores de riesgo y
recuperación, podría sosegar en parte o en todo la potencialidad
económica de este recurso, en conjunto con la posibilidad
de alcanzar el ansiado autoabastecimiento y los resultados
positivos futuros en la cuenta de energía.
De esta manera, con el objetivo de afrontar y desarrollar
correctamente el negocio, se requieren de mayores inversiones
que permitan adquirir un mayor conocimiento de las cuencas
para reducir así los riesgos y hacer estimaciones más certeras
sobre los factores de recuperación, los niveles de producción,
las tasas de declinación y el impacto ambiental. Solo así podrán
desarrollarse estudios sitio específicos que brinden una visual
geológica, económica y estadística sólida, y que permitan
la elaboración de anteproyectos realistas de extracción y
producción de recursos no convencionales. Siguiendo la
experiencia del sector gasífero-petrolero, este proceso puede
llevar cerca de 10 años, por lo que el camino argentino hacia la
producción del shale recién comienza y los pasos por dar deben
ser pausados y firmes, y tal cosa solo podrá hacerse sobre la
base de inversiones y la generación de conocimientos.
Además, no debería olvidarse o dejarse de lado la producción
de gas convencional. En conjunto con las cuantiosas reservas
probadas del recurso (que superaría los 300 mil millones
de m3), la EIA estima que en Argentina aún quedarían por
descubrirse reservas de gas por 1,217 miles de millones
de m3. Sumadas, las existencias convencionales de este
hidrocarburo representarían unas 4.7 veces las reservas
probadas, lo que permitiría augurar, si se corrige la tendencia
actual, una salida viable para la obtención de este recurso y
morigerar los déficits en la matriz energética, mientras se
continúa evaluando cuáles son las probabilidades ciertas de
explotar exitosamente el shale.
19
Ver Tabla IV, columna “Factor de recuperación conservador”. El factor
de recuperación del 6.5% surge de la práctica, ya que en EE.UU., cuna de la
extracción y producción del shale, esa ha sido la tasa de recuperación promedio
observada durante los últimos años de actividad (2005-2008).
14
II.2 Shale Oil (Petróleo no-convencional)
En paralelo a las existencias de shale gas, las reservas no
probadas de shale oil llegarían a los casi 480 mil millones de
barriles (o 76 mil millones de m3). De ese total, la mayor parte
estaría localizada en los suelos de la cuenca Neuquina, cuyas
formaciones, Vaca Muerta y Los Molles, reunirían el 70% de
las reservas de petróleo no convencional estimadas por el
informe de la EIA. La otra cuenca de importancia es la AustralMagallanes, donde, según las estimaciones efectuadas por
la misma agencia, las reservas no probadas de este recurso
ascenderían a los 131 mil millones de barriles.
Como en el caso del gas, las cifras anteriores son obtenidas
ajustando por riesgo, pero sin ponderar por el factor de
recuperación (que, en el caso del petróleo, puede ir del 3%
al 6%). Cuando se ajusta por riesgo y recuperación (con un
factor promedio del 6%), la cantidad total de barriles que
representarían las reservas no probadas de petróleo no
convencional desciende a 27 mil millones, una cifra que es
significativamente inferior a la reportada en el párrafo anterior
pero más realista desde la posibilidad técnica de su extracción.
De todas las cuencas analizadas, las de San Jorge, AustralMagallanes y Paraná-Chaco son las más afectadas al aplicarse
el factor de recuperación, el cual, como ya se ha especificado,
se determina en función del conocimiento de las cuencas y las
características geológicas específicas de cada formación. En
tal sentido, la cuenca de San Jorge, al aplicársele un factor de
recuperación del 3%, reduce la estimación de sus reservas no
probadas de 17 mil millones a solo 501 millones de barriles; la
Austral-Magallanes, con un factor del 5%, de 131 mil millones a
6.6 mil millones de barriles; y la de Paraná-Chaco, con un factor
del 3%, de 302 millones a solo 9 millones de barriles.
En tanto, Vaca Muerta y Los Molles, con un factor del 6%,
pasan de 264 mil millones y 66 mil millones de barriles, a 15.8
mil millones y 3.9 mil millones de barriles respectivamente.
No obstante, y a pesar de la significativa reducción en las
perspectivas de explotación, estas formaciones siguen siendo
las más interesantes y mayormente viables para su exploración
y posterior producción.
En suma, ponderando por un factor promedio del 6%, la
estimación total de existencias no probadas de shale oil
equivaldría a 11 veces las reservas probadas de petróleo
convencional existentes en nuestro país. Es más, aun si se
añaden los recursos convencionales que la EIA estima que
quedarían por descubrirse de este hidrocarburo en nuestro
suelo (alrededor de 350 millones de m3), las existencias del
recurso no convencional no serían menores a 5 o 6 veces las de
los anteriores.
Si bien las inversiones y costos que deben afrontarse para
la extracción de shale son significativamente mayores a las
erogaciones necesarias para la producción de convencionales,
los beneficios y soluciones a futuro que representan para
la Argentina son excesivamente tentadores. La producción
exitosa de estos hidrocarburos significaría, además del ansiado
autoabastecimiento20, un mayor ingreso de divisas (a través
del aumento de las exportaciones y las inversiones extranjeras)
y una importante reducción del déficit energético que bien
podría devolver a nuestro país a su calidad de exportador neto
de energía.
Sin embargo, el logro de estos objetivos no depende
únicamente de la voluntad de hacer de los gobiernos y sus
políticas, de los marcos normativos o de las condiciones del
mercado, ya que entra también en juego la incertidumbre
sobre el éxito, la factibilidad y recuperación de estas reservas
no convencionales (es decir, la certeza de su extracción y
producción). Por lo anterior, es necesario crear las condiciones
económicas e institucionales que se requieran para facilitar
el flujo de inversiones tanto locales como extranjeras que
permitan obtener información certera sobre el tamaño real de
los reservorios y las posibilidades de extracción y producción.
TABLA IV
Shale oil & shale gas en Argentina. Datos de 2012/2013.
Nota: (*) = con ajuste por riesgo.
20
Según la Secretaría de Energía de la Nación, el 90% de la energía que
se consume en Argentina deriva del petróleo y el gas.
15
Conclusión
Según el último informe de la Agencia de Información de
Energía de los EE.UU. (EIA), Argentina se ubica entre los países
de mayores reservas de Shale-Oil y Shale-Gas, con alrededor de
27 mil millones de barriles de petróleo y 802 TCF de gas, cifras
que representan, a su vez, 10 y 65 veces las reservas probadas
de petróleo y gas convencional, respectivamente, o cerca del
50% del shale que se estima que habría en toda Latinoamérica.
La explotación de no convencionales se distingue de aquella
para los convencionales en el hecho de que los primeros, al
estar localizados en capas más profundas y menos permeables,
requieren de mayores inversiones, erogaciones y tecnologías
de punta para su extracción exitosa y posterior producción. No
obstante, los beneficios que tales recursos podrían significar
para un país como el nuestro superarían ampliamente tales
obstáculos, más aún si tanto el sector público como el privado
aúnan esfuerzos en la concepción de nuevas políticas y en
la generación de las condiciones económicas, normativas e
institucionales que fomenten su producción.
16
En paralelo, sería recomendable la implementación de una
estrategia de diversificación en la extracción y producción de
hidrocarburos y de la producción de energía en general. En
primer lugar, porque abocar todos los recursos a la explotación
de los no convencionales, de ser exitoso, solo redituará en un
futuro. En segundo lugar, porque, según la misma agencia de
información (EIA), aún quedan por explotar en nuestro país más
de 2,800 millones de barriles de petróleo y cerca de 13 TCF
de gas en reservorios probados convencionales, con más 350
millones de m3 de petróleo y 1,217 miles de millones de m3 de
gas en yacimientos por descubrir. Finalmente, a lo anterior debe
sumársele la producción de energía renovable, que, a pesar de
ser menos redituable y tener menor participación en la oferta
local de energía, se constituye como un factor que además
de contribuir a la diversificación de la oferta y la demanda
energética, resulta significativamente más sustentable en el
tiempo que el resto de las opciones.
En definitiva, Argentina se encuentra hoy ante una oportunidad
clave y las decisiones que se tomen en materia energética
impactarán de lleno en la oferta futura, su demanda y en el
desarrollo económico esperado para los próximos años. La
ventana que se abre para la explotación y producción del shale
es una que no debería cerrarse y aprovecharse. No obstante,
deben tomarse ciertos recaudos que apunten a reducir el riesgo
implícito en la exploración y producción de estos hidrocarburos
y que fomenten, al mismo tiempo, y a través de políticas
públicas, el desarrollo continuo de los convencionales y el de
otras energías más sustentables y de aprovechamiento futuro
como son las renovables.
17
ANEXO I
El mapa del shale en Argentina
Brasilia
La Paz
Cuenca Paraná
Asunción
ció
Cuenca Chaco
Santiago
Gas
583 TCF
Petróleo
20000 Millones de bb.
Montevideo
Buenos Aires
Cuenca
C
Neuquén
Cuenca
C
n JJorge
Golfo San
Cuenca
Au
Austral
M
Ma
nes
Magallanes
Gas
88 TCF
Petróleo
501 Millones de bb.
Gas
127 TCF
Petróleo
6560 Millones de bb.
Nota: (i) Valores estimados con factor de recuperación estándar, (ii) bb. = barriles.
Fuente: EIA, 2011 y 2013.
18
Gas
3 TCF
Petróleo
9 Millones de bb.
Referencias
Business Monitor International (BMI), “Argentina Oil and Gas
Report”, BMI Industry Report and Forecast Series, 2013.
Di Sbroiavacca, N. “Shale Oil y Shale Gas en Argentina. Estados
de situación y prospectiva”. Fundación Bariloche y CONICET,
2013.
Energy Information Administration (EIA), “World Shale Gas
Resources: An initial assessment of 14 regions outside United
States”. Abril de 2011.
Energy Information Administration (EIA) – Advanced Resources
International (ARI), “World Shale Gas and Shale Oil Resources
assessment: Energy Information Administration-ARI”. Junio de
2013
Giampaoli, H. “Vaca Muerta: Dos años de shale en Argentina.
Análisis estadístico de producción a noviembre de 2012. Revista
Petrotécnia. Febrero de 2012.
Instituto Argentino de Petróleo y Gas (IAPG), “El ABeCé de los
hidrocarburos en reservorios no convencionales”, IAPG, 2013.
KPMG International, “Shale gas – A global perspective”, KPMG
Global Energy Institute, 2011
Secretaria de Política Económica, “Complejo de Petróleo y
Gas”. Serie de Producción Regional por complejos productivos.
Ministerio de Economía de la República Argentina, 2011.
US Geological Survey (USGS), “USGS Model for Undiscovered
conventional oil, gas and NGL resources – Seventh
approximation” (2000).
Este informe fue elaborado por los profesionales de Business
Intelligence de Marketing y Comunicaciones de KPMG Argentina.
19
kpmg.com.ar
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Néstor García
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