NEUQUÉN (AN) - Según algunas de las principales empresas que extraen hidrocarburos en Neuquén, en el subsuelo de la cuenca hay grandes extensiones de "gas de arenas compactas" -el que entusiasma al gobierno de Jorge Sapag-, pero los desarrollos están condicionados porque los costos de producción son mucho más altos y no hay certidumbre sobre el precios que se pagará por él porque, aunque dijeron que se liberó, en la administración provincial se habla de 4 dólares por millón de BTU y los petroleros sostienen que debe llegar a 6 y hasta 10 dólares.
La información surge de las exposiciones que se escuchan estos días en el auditorio del Museo Nacional de Bellas Artes de Neuquén, donde se desarrollan las Jornadas Técnicas Comahue 2008, y de las charlas, a veces más ricas, que se dan en el bar y los pasillos.
Los ingenieros y geólogos de las principales compañías trataron hasta ahora de no mencionar las políticas de los gobiernos nacional y provincial en torno del mercado energético y sus precios. De todos modos, en tren de buscar analogías se citó la experiencia de la zona con mayor desarrollo del "tight gas sand" o "gas de arenas compactas": norteamérica, donde este hidrocarburo llega a costar 10 dólares por millón de BTU (British Thermal Unit). Fue Eduardo Fernández, gerente de Proyecto de Punta Rosada de Petrobras, el que citó el caso del área Jonah, en Estados Unidos, donde el "tight gas" se remunera con esos precios.
En Argentina existe un plan promocional del gobierno nacional, llamado Gas Plus, que establece en el decreto que lo creó la liberación del precio, pero bajo la decisión del ministerio de Planificación, lo que genera incertidumbres.
El gobernador Sapag le puso un precio apenas superior a los 4 dólares por millón de BTU a ese tipo de hidrocarburo, lo que muestra que está lejos de ser liberado. Sin embargo, en las empresas petroleras se habla de que debería ser similar o por lo menos cercano a que se paga por el gas boliviano, que tiene un valor superior a los 6 dólares por millón de BTU. Punta Rosada es una formación que Petrobras está estudiando en su área Río Neuquén. "En unos años vamos a estar produciendo bastante en estos yacimientos" de gas de arenas compactas, se animó Sarmiento.
YPF también está desarrollando este tipo de hidrocarburos en la zona de Loma de la Lata. Total, la segunda productora de gas de la cuenca, expuso ayer pero no habló de "tight" gas. La convocatoria del Instituto Argentino del Petróleo Seccional Comahue para estas jornadas fue el debate sobre "el desafío de producir más en yacimientos de Argentina". En ese sentido hoy se escuchará la experiencia de PanAmerican Energy en el área Cerros Dragón, en la cuenca del Golfo de San Jorge (Chubut y Santa Cruz), el mayor productor de petróleo del país.
