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SECCION: ENTREVISTA
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Aníbal Mellano “En shale deberíamos imitar el modelo de Texas”


En diálogo con PE, Aníbal Mellano, Director del Instituto del Gas y del Petróleo de la UBA, habló sobre la peculiaridad de la ciudad de Texas en materia de shale, donde el Estado juega un rol activo para evitar la cartelización del mercado petrolero. "Es un modelo con intervención estatal para promocionar la explotación por parte de pymes", afirmó.


¿Qué se entiende hoy por transición energética?
Existen múltiples miradas y hasta prejuicios al respecto. Fríamente, a modo enciclopédico, podríamos definirla como el pasaje entre dos o más fuentes de energía, la salida de una fuente, el desarrollo de nuevas tecnologías de generación, la reducción o eliminación de los efectos contaminantes de una fuente. En definitiva, no existe una transición energética sino varias, dependiendo del rumbo de partida y las perspectivas científicas, tecnológicas, ideológicas y económicas. O sea, desde una visión geopolítica.

En 1913, Churchill era primer ministro británico. Desde su visión, la era del carbón era todo. Hasta que unos cañonazos desde barco militar alemán, movido por motores a base de hidrocarburos, lo descolocó. En 1914, podemos decir, para Gran Bretaña comenzó la transición energética entre el carbón y los hidrocarburos como fluido motriz. Si bien nadie duda en afirmar que hace más de 100 años que vivimos en la era de la energía basada en hidrocarburos, sólo una minoría es consciente que el carbón sigue aportando casi el 40% de la electricidad del planeta.

En la década del 80 del siglo XX, la compañía Shell determinó que pasaba a ser Shell Energy. El debate por la contaminación GEI (gases de efecto invernadero) todavía no estaba en el centro. Pero sí conceptos como PeakOil y nuevas fuentes más eficientes. Y, fundamentalmente, los hidrocarburos son recursos no renovables. O sea, que se agotan. Mientras crecía el consumo mundial, más se acortaría la existencia de recursos. Pero Shell quería anticiparse para no terminar como Churchill en 1913.

Por eso estamos en medio de una transición energética: porque los GEI instalaron una alarma; porque hay tecnologías cada vez más económicas y menos contaminantes (el debate acerca de si son “limpias” lo dejamos para otro momento); porque hay potencias económicas que carecen de suficientes hidrocarburos, y les conviene apurar desarrollos tecnológicos para formas alternativas de generación eléctrica. La propia Shell, a partir de aquella década del 80, viene investigando acerca de las nuevas tecnologías para generación y almacenamiento de energía. Para Shell, la transición energética comenzó hace casi 40 años.

En dos años la transición energética, política y culturalmente se instaló en la cabeza de mucha gente. Ya no tiene vuelta atrás. Pero, como pasa aún hoy con el carbón, nadie puede decir cómo ni cuánto tiempo llevará realmente. Por ejemplo, ¿qué pasaría si logramos tecnologías que absorban progresivamente el carbono atmosférico?, ¿o al menos que el recuperen el que generamos a diario con los vehículos?

¿Qué rol tiene el carbón, el gas y las energías renovables en este proceso?
El gas, más limpio y más barato que los líquidos, puede sustituir al carbón. La propuesta alemana para 2040, sustituye parte del carbón con gas, y aún usa más 10% de carbón para electricidad. Prensa Energética

Si no queremos arrepentirnos tarde, debemos estudiar seriamente todo el ciclo de las llamadas “energías renovables”. Todo, significa wellto Wheel más la disposición final. O sea, desde el recurso mineral-vegetal-animal pasando por la fabricación, el consumo y el descarte/reciclado de los deshechos. ¿Cuánta energía se requiere para fabricar, cuánta para distribuir y cuánta para reciclar? ¿Cuántos minerales, suelos, agua, aire, se requieren para todo el ciclo de vida? Y, lo que es más importante: ¿qué acceso tienen la mayoría de los habitantes del mundo?

¿En qué situación se encuentra hoy Vaca Muerta en cuanto a producción y reservas?
Digamos No Convencionales en Argentina: al ritmo actual se está extrayendo el 2% anual (*). Si se llega a extraer lo que sugiere el Plan Gas, llegaríamos a cerca del 3% anual.

¿Cómo se hace para emular el modelo de Estados Unidos en materia de shale?
No sé si podemos hablar de modelo único en EEUU, pero parece interesante mirar a Texas. Es el octavo PBI mundial (o por ahí cerca). Un Estado con costumbres y leyes que se podrían asimilar con derecha clásica e histórica de EEUU. Ese Estado tiene una peculiaridad: no hay grandes jugadores con mucho poder. Verás que grandes compañías no llegan a superar el 3%. Que el mayor productor de petróleo o de gas no llega, en cada caso, al 10%. Si sumas los 10 primeros en gas o en petróleo, no suman el 35% de la producción total. Los 32 primeros de cada rama promedian 2% cada uno y se reparten en forma bastante uniforme.

¿De qué sirve mostrar esto? Es el resultado del papel activo del Estado para que no se cartelicen ni concentren las tenencias. Hay un fuerte seguimiento sobre los más pequeños. En las sucesivas crisis de precios, el Estado (a través del Departamento de Defensa) ha intervenido con precios sostén con “nombre y apellido”. No era para todos, sino para los más pequeños y mostrando los libros.

¿Es posible mantener ese modelo con los no convencionales (shale y tight)?
Por lo visto sí. En ese caso la política parece más bien nacional. Llamativamente, o no, las cuencas shale y tight poseen abundante y muy detallada información para quien quiera invertir. Cosa que no ocurre con los convencionales. Por otra parte hubo una decidida intervención estatal, a través de fondos militares. También la promoción para que las bolsas (incluyendo Wall Street) indujeran a los pequeños ahorristas a invertir en las explotaciones no convencionales. ¿Cuántos de miles de millones de dólares apalancar,“a fondo perdido”, la primera década de experimentación a gran escala? Se concentró el desarrollo tecnológico en la perforación y en la fractura hidráulica. Mientras se atomizaba la explotación. Con aquellas, hay inclusive resguardos de know how por parte del Estado, como si fueran conocimientos militares estratégicos. La explotación no tiene mucho know how, por lo tanto ahí el Estado dejó al mercado.

Volvamos a Texas. En definitiva es un modelo con intervención estatal para promoción de la explotación por parte de pymes. Como contrapartida, siendo la argentina una producción siempre inferior a la tejana, practica una política de concesiones y promociones, opuesta a la de Texas. Veamos. En primer lugar el modelo argentina en toda la explotación de hidrocarburos es bipolar. Por un lado, un puñado de grandes empresas nacionales o sucursales de multinacionales concentran más del 90% de la producción y mucho más del 90% de las reservas.

Por el otro, decenas de pequeños productores, en general parados sobre reservas escasas. Sobre ellos, un sistema legal que no sabe cómo discriminar positivamente esa segmentación ni para qué lado debe empujar qué. El sistema termina estancándose entre majors que tienden a actuar como monopolios de captura de renta extraordinaria, y pequeños casi a la deriva.

¿Qué efectos positivos y adversos podría ocasionar subsidiar el shale en Argentina?
Subsidiar el desarrollo de la exploración y la explotación de hidrocarburos es muy raro en todo el mundo. Cuando una cuenca funciona, la explotación sigue siendo uno de los mejores negocios del mundo. El mejor ejemplo es la cuenca del Golfo San Jorge. Yacimientos como Cerro Dragón o Manantiales Behr, varias veces sentenciados y que siguen rindiendo buenos frutos.

El shale y tight son distintos. La única explotación a gran escala son las de EEUU. Eso permite, para una explotación de alta inversión inicial y tiempos de repago más prolongados a lo habitual, contar con mejores análisis de costos y riesgos asociados a la explotación.

Por eso en EEUU, aunque se pretendió esconderlo, la intervención del Estado fue fundamental. Con dinero “militar” y con ayuda involuntaria por parte de cientos de miles de pequeños “inversores”. Algún se sabrá si fueron cientos de miles de millones de dólares de inversión sin retorno. Todo esto para llegar a la deseada primer meseta de costos y riesgos.

Si un país como Argentina subsidia debería poner algunas condiciones que impacten sobre su soberanía tecnológica e industrial. La primera, los norteamericanos la vigilan con las leyes de seguridad, militares. La segunda tiene la base del primer parque industrial mundial aplicado a la industria petrolera (**).

¿Cómo atraer a decenas de Pymes que hoy están fuera del negocio del shale?
Con información basada en buenos datos. Como en EEU, en Canadá y en Australia. La información geológica y de costos básicos, es el primer punto de partida para que el sector pyme pueda evaluar. Sabe que los más pequeños van a ser cuidadas: infraestructura de transporte vial y fluidos producidos.

Estamos discutiendo si el Estado debería hacer el tren para el transporte de arena y gasoducto a Bahía Blanca. Podríamos discutir la construcción de ductos para transporte de producción y plantas de tratamiento de gas que cobren sólo por procesar. Después de todo, hay varios cientos de pymes que podrían analizar la obtención del propio gas, para emplearlo en su industria instalada lejos de Vaca Muerta.

NOTAS:(*) Según YPF y varias fuentes más, Vaca Muerta cuenta hoy con una reserva de gas extraíble por valor 872 mil millones de Sm3 (en unidades inglesas = 308 TCF)
(**) El primero históricamente y, probablemente, aún el primero en producción.


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