El distrito gobernado por Juan Manuel Urtubey aspira a revertir la declinación de su oferta de gas. En esa dirección, prevé licitar varias áreas de exploración de mediano a alto riesgo. Además, confía en obtener resultados positivos de la perforación de varios pozos exploratorios y de desarrollo a cargo de las productoras que están en la provincia.
Salta es uno de los grandes jugadores del mercado hidrocarburífero. Fue, durante décadas, el segundo productor de gas en el país y convirtió el Noroeste en una de las cuencas más prolíficas de la Argentina. Sin embargo, en los últimos años perdió terreno como resultado de la declinación natural de los reservorios que llevan años en operación y también de la ausencia de una política de precios del gas en boca de pozo que incentivara la llegada de nuevas inversiones en la región.
Frente a ese escenario, la gobernación liderada por Juan Manuel Urtubey puso en marcha un ambicioso plan para revertir la tendencia declinante de la producción. En ese sentido, la provincia está relevando datos geológicos de más de 15 áreas de exploración, con vistas a lanzar, durante los primeros meses de 2015, una licitación de los bloques hidrocarburíferos.
“Al mismo tiempo, buscamos incentivar el incremento de las inversiones en explotación, trabajando de manera conjunta con las empresas operadoras de cuenca”, explicó Flavio Aguilera, secretario de Energía de Salta, en diálogo con Revista Petroquímica, Petróleo, Gas, Química & Energía.
¿Cuáles son los principales desafíos que enfrenta Salta en materia hidrocarburífera?, preguntamos al funcionario.
Salta actualmente tiene una producción mensual de 26.484,758 m³ de petróleo y 237.216,523 Mm³ de gas. Asimismo, posee una reserva hasta el fin de la vida útil de los yacimientos en producción, tal cual se expresa en el cuadro superior.
El principal desafío que enfrenta hoy la provincia es revertir la tendencia declinante propia de la maduración de la cuenca del Noroeste. Para ello, se busca incentivar el incremento de las inversiones en explotación, trabajando de manera conjunta con las empresas operadoras de cuenca, acordando los trabajos necesarios para el desarrollo sostenible de los yacimientos existentes.
Como segunda premisa, aparece la de viabilizar inversiones en exploración, con la finalidad de ampliar los horizontes de reservas e incrementar nuestros conocimientos sobre el sistema hidrocarburífero de la provincia, para planificar futuros plays exploratorios. Este escenario imaginamos que es posible, en virtud de la disponibilidad, en el mercado, de nuevas tecnologías implementadas en trabajos exploratorios.
¿Qué proyectos está encarando la provincia para frenar la declinación de la producción de gas?
Entre los proyectos que se llevaron a cabo durante el año y los que se prevé realizar en la provincia se pueden mencionar los siguientes:
Pan American Energy (PAE), operadora del área de Acambuco
Aguaray (dos pozos): Macueta 1004, perforado durante 2014, con una profundidad aproximada de 5.300 metros (m). Producción estimada: 600.000 m³ gas/día. Entrada en producción: diciembre de 2014.
Macueta 1002: intervención para elevar la producción de un pozo ya perforado en Acambuco. Inicio de trabajo: enero de 2015.
Macueta 1005: instalación de sistemas de compresión para recuperar la producción. Febrero de 2015.
Pluspetrol, operadora del área de Ramos
Ramos 1010: instalación de equipos compresores para elevar la producción de otro de los pozos que opera la empresa en Coronel Cornejo. Fecha de conexión estimada: marzo de 2015.
Tecpetrol, concesionaria del área de Aguaragüe
Campo Durán (5 pozos)
CD-1007: se perforó durante 2014. Profundidad: 4.000 m.
CD-1008: se perforó durante 2014. Profundidad: 4.000 m.
CD-1009: se colocó durante 2014. Profundidad: 4.000 m.
Pozos a perforar:
CD-1010: inicio de perforación: 1⁰ semestre de 2015. Profundidad aproximada:
4.000 m. Producción estimada:
150.000 m³ día/gas.
CD-1011: inicio de perforación: 1⁰ semestre de 2015. Profundidad aproximada:
4.000 m. Producción estimada:
150.000 m³ día/gas.
Río Pescado X-1002 (un pozo)
Inicio: primer semestre de 2015. Proyecto de gran importancia ya que, de ser exitoso, activará otras perforaciones para el desarrollo de una nueva área productiva de hidrocarburos.
Alto Yariguarenda X-2
Inicio de trabajos: 1⁰ quincena de noviembre de 2014. Tipo: perforación horizontal de 2.000 m. Producirá petróleo.
Presidente Energy,
operadora del área
de Puesto Guardián
Rivadavia Banda Sur (tres pozos).
Dos Puntitas 1001: trabajos de intervención para mejorar
el rendimiento de
un pozo ya perforado. Estado: en producción de petróleo.
Dos Puntitas 1002: estudios iniciados para trabajos de intervención en otro de los pozos petroleros del área.
Dos Puntitas 1003: en estudio para su intervención. Se trata de otro de los pozos petroleros localizados en inmediaciones de las Lomas de Olmedo.
J.H.P.
Pizarro
Perforará un pozo exploratorio en el área desde octubre de 2014 hasta septiembre de 2015.
HIGH LUCK
Morillo
Tiene proyectada la perforación de dos pozos en el área, hasta septiembre de 2015.
Madalena Energy
Santa Victoria
Tiene en carpeta la perforación del pozo exploratorio Anta Este X-1 en el área Santa Victoria.
Petrobras Argentina
Chirete
Tiene proyectada la perforación del pozo Los Blancos 1002, hasta el 3⁰ trimestre de 2015.
¿Está prevista una nueva licitación de áreas petroleras?
La provincia de Salta está realizando tareas que permitan identificar las necesidades técnicas que se presentan en cada una de las 18 áreas libres que se mencionan a continuación, con el objeto de que sirvan en la elaboración de un proceso licitatorio para la exploración y posible explotación de éstas, atendiendo las particularidades de cada caso.
Las áreas libres mencionadas son: Acambuco A, Arizaro, Chirete A, Cuchuma, Deshecho Chico, Embarcación, Hickmann, J. V. González, La Unión, Lumbreras, Malvalay, Orán, Río Seco, Rivadavia, Rosario de la Frontera, Santa Victoria A, Tartagal Oeste y Chirete A.
En la mayoría de estos bloques se han realizado trabajos exploratorios de prospección sísmica, y en algunos casos se presentan perforaciones de pozos de YPF, antes de su privatización.
Es claro que estas áreas pueden ser consideradas de mediano a alto riesgo, dada la escasa información que se presenta, pero creemos que es el camino a seguir, direccionado a la exploración integral y global del sistema petrolero de la provincia y de la cuenca.
A partir del primer trimestre de 2015, se prevé licitar diversas áreas mencionadas anteriormente. En algunos casos se han presentado iniciativas privadas de empresas que manifestaron su interés por realizar exploración en las áreas, destacando que una de esas iniciativas es la de YPF para el área Desecho Chico. Nos encontramos abocados a la evaluación de dichas iniciativas para, luego de declararlas de interés, llamar a un proceso licitatorio en el que se evalúen otras propuestas con la posibilidad de que las iniciadoras puedan igualar a las iniciales, de resultar más convenientes.
En función de los datos geológicos que maneja la Secretaría, ¿hay chances de revertir la tendencia declinatoria de los yacimientos?
Creemos, como provincia y como cuenca, que los trabajos que estamos incentivando desde la Secretaría de Energía de la provincia permitirán en una primera instancia ahondar en los conocimientos de nuestra cuenca y entender la complejidad de nuestros yacimientos, lo que, mediante la aplicación de nuevas tecnologías disponibles hoy en el mercado, permitirá una mejor recuperación de nuestros yacimientos, con un mayor conocimiento de nuestro sistema hidrocarburífero.
Producto de estos trabajos, en los últimos años se incorporaron en la provincia reservas de áreas de exploración, alejadas de todas las áreas que se conocen con producción.
Hoy podemos decir que poseen un potencial considerable de producción, certificando reservas comprobadas y probables.
Por ello, creemos que con la sinergia generada del trabajo conjunto y mancomunado que se viene realizando entre las empresas operadoras y las que actualmente llevan a cabo trabajos de exploración, podemos seguir apostando al descubrimiento de nuevas reservas, ampliando nuestros horizontes en busca del abastecimiento.
¿Qué balance de la performance de los operadores de áreas petroleras en los últimos cinco años realizan en la gobernación?
El balance es altamente positivo, pese a las dificultades que se presentan en el precio en boca de pozo, la relación del costo operativo y el encarecido costo de perforación.
Es importante considerar que los nuevos incentivos implementados en pos de viabilizar nuevas inversiones que incorporen mayor producción, aumentando el precio en boca de pozo, fueron de gran importancia. No obstante, consideramos que la cuenca del Noroeste debería tener un estudio diferencial que permita entender los elevados costos para los trabajos convencionales, y obviamente en un futuro los programas que se pudieren encarar para producciones no convencionales.
También fue de gran importancia que las empresas operadoras confiaran en la nobleza de los yacimientos, y así viabilizar inversiones que hoy están empezando a dar sus frutos.
¿Existen conversaciones con las empresas petroleras para buscar nuevos horizontes productivos de hidrocarburos?
Durante este último período, hemos mantenido un diálogo permanente con las empresas operadoras de áreas de explotación, para continuar con los trabajos del tipo exploratorio dentro de las mismas áreas concesionadas, realizando estudios convencionales y no convencionales.
Es claro que debemos aprovechar nuestra geología, apostando al desarrollo de lo convencional y de lo no convencional, ya que la formación Los Monos (roca madre de generación) es de total interés de tipo no convencional. Estamos en una etapa preliminar en la que precisamos adquirir información técnica y evaluar el potencial perteneciente a esta formación.
En los pozos que se perforarán durante 2015, se prevé levantar información que permita estudiar el tipo no convencional.
De las áreas libres mencionadas con anterioridad, esperamos desarrollar hidrocarburos del tipo convencional (estudiando y avanzando) y también sobre lo no convencional.
¿Qué condiciones deberían otorgarse desde el Gobierno nacional para fomentar la inversión en Salta?
El factor principal es el aumento del precio en boca de pozo, lo que permitirá competir con el alto costo que se presenta en el gas de importación proveniente de Bolivia. Es importante acortar esta brecha, ya que de ser así nos permitirá incrementar inversiones tanto en exploración como explotación. Incentivar una mayor producción para sustituir importaciones de Bolivia contribuirá al tan deseado autoabastecimiento.
Asimismo, la situación geopolítica en la que se encuentra Salta es de gran importancia para el país, al abastecer de gas a todo el Noroeste, Córdoba, Santa Fe y norte de Buenos Aires, y, cuando se finalice el Gasoducto del Noreste, a toda esta región del país. Este abastecimiento se puede hacer con producción propia o con gas que ingresa por nuestras fronteras desde Bolivia y se distribuye al resto del país. No obstante, pretendemos que ese abasteciemiento se realice cada vez más con gas de nuestra provincia.
¿Qué lectura realizan de la nueva Ley de Hidrocarburos que impulsa el Gobierno y que seguramente será aprobada en Diputados?
Como ya lo ha mencionado en reiteradas oportunidades el gobernador de nuestra provincia, Juan Manuel Urtubey, la ley promueve la inversión local y extranjera, la consecuente generación de fuentes de trabajo y establece reglas claras, preservando los intereses de las provincias; el texto en cuestión es producto de un trabajo conjunto entre el Ejecutivo nacional y las provincias petroleras, que llevó meses de intercambio y discusiones hasta que se logró un acuerdo unánime de las partes.
¿Qué alternativas y proyectos baraja la provincia en el área de generación eléctrica?
La provincia de Salta, a través de la Secretaría de Energía, viene trabajando desde hace dos años en el Plan Provincial de Energías Renovables; éste incluye, en el eje temático “Marco Normativo”, la Ley de Balance Neto, que permite inyectar energías renovables al tendido de luz eléctrica de baja tensión a todo usuario, tanto residencial como comercial e industrial, que acepte entrar en el régimen de ley.
Estamos trabajando en la definición del decreto reglamentario, por lo que, entendemos, a fin de año la normativa estará en pleno funcionamiento.
Esta ley permite a todo usuario, tanto residencial como comercial e industrial, inyectar energía eléctrica de fuentes renovables a la red de baja tensión sin necesidad de acumulación. Se prevé el financiamiento, a partir de la Ley de Fomento para las Energías Renovables, de hasta un 70% del equipamiento, lo que se traduciría en alrededor de un 50% del costo total de la instalación.
El financiamiento es a través del mecanismo de créditos fiscales, que se devuelven a partir del sexto año a valor histórico y tasa cero, en cinco anualidades.
Cada proyecto podrá tener hasta 100 Kw de potencia instalada, volcando a la red de baja tensión, sin acumulación. Se pueden conectar equipos fotovoltaicos, de biomasa o aerogeneradores.
De este modo, la empresa distribuidora de energía eléctrica comenzará a llevar, para cada usuario acogido a la modalidad de balance neto, una cuenta individual donde consten las transacciones económicas realizadas y la energía generada y consumida en cada período. Al inyectar energía limpia a la red, la tarifa de luz bajará en el monto por lo contribuido.
Asimismo, Salta tiene en marcha una experiencia piloto sobre redes eléctricas inteligentes que incluye 1.800 puntos de medición y 15 transformadores de alta eficiencia, empezando a evaluar proyectos de distribución de energía que prioricen el mejor y más eficiente servicio, disminuyendo considerablemente las pérdidas de energía.
Salta tiene una potencia instalada de generación de alrededor de 1.300 Mw y consume 370 Mw, a través de un sistema de distribución eficiente que llega a toda la provincia, exportando el saldo al resto del país; así, este proyecto del Plan de Energías Renovables viene a incentivar proyectos que complementen nuestra matriz energética.
Fuente: Revista Petroquímica
