LIC. EDUARDO M BARREIRO

Transcripción

1 Gas no convencional: influencia sobre el futuro energético argentino de mediano y largo plazo. LIC. EDUARDO M BARREIRO 1

2 1. La matriz energética argentina. Situación del gas y petróleo: Un poco de historia. PBI y necesidades de gas. El balance comercial energético y su tendencia. Se puede revertir? 2. Generación eléctrica y los combustibles necesarios. Costo de combustibles líquidos importados. 3. El mercado del gas de mediano plazo. Posibles fuentes de suministro del exterior: G L y Bolivia. Tarifas comparativas del gas. 4. ecesidades futuras de combustibles y sus fuentes de abastecimiento. Modelo matemático de suministro de energía: Todo queda como está y Modelo con gas C aportando al mercado. 5. Las condiciones para que el gas no convencional lleve a la recuperación del autoabastecimiento 2

3 1. La matriz energética argentina. Situación del gas: Un poco de historia. PBI y necesidades de gas. Reservas y recursos. Definiciones. 2. Generación eléctrica y los combustibles necesarios. Costo de combustibles líquidos importados. 3. El mercado del gas de mediano plazo. Posibles fuentes de suministro del exterior: G L y Bolivia. Tarifas comparativas del gas. 3

4 Situación del gas en Argentina: Un poco de historia El descubrimiento de Loma La Lata, junto con el Neuba I, el cruce del Estrecho de Magallanes y la planta de Cerri comenzaron a producir un cambio cualitativo profundo en la matriz energética argentina. Así Carbón Mineral 2% Otros Prim arios 1% Petroleo 61% Bagazo 1% Leña 1% Consumo de Energía Primaria en 1979 Energía Hidráulica 3% Nuclear 2% Gas Natural 29% Total TEP Energía Hidráulica Nuclear Gas Natural Petroleo era antes de Carbón Mineral Leña Bagazo Otros Primarios Loma La Lata 4

5 El incremento de consumo energético debido al crecimiento económico de los últimos años se basó en energía barata proveniente del crudo y del gas natural. Véase la matriz del 2006, en donde se nota que el consumo no se diversifica, sino que se concentra en los hidrocarburos y que el gas natural es más del 50% de la matriz de energía primaria. Oferta de Energía primaria en 2006 Carbón Mineral 0,4% Petroleo 39,6% Otros Primarios 0,7% Bagazo 1,1% Leña 1,0% Hidrocarburos: 89,8 % Energía Hidráulica 4,5% Nucle ar 2,6% Gas Natural 50,2% Total TEP Energía Hidráulica Nuclear Gas Natural Petroleo Carbón Mineral Leña Bagazo Otros Primarios 5

6 Oferta de Energia Primaria 2008 (Datos de la SE) Carbón mineral 1,4% Leña 1,5% Otros Primarios 0,7% Bagazo 1,3% Energía Hidráulica 4,1% Nuclear 2,7% Petróleo 36,8% Gas + Petróleo : Gas Natural 51,6% Total : Energía Hidráulica Nuclear Gas Natural Petróleo 6

7 Leña, Carbón 0,8 Mineral, 1,5 Bagazo, 1,3 Aceite, Otros 1,6 Primarios, 0,8 Energía Hidráulica, 4,7 Nuclear, 2,8 Petróleo, 35,0 Gas Natural, 51,6 Balance Oferta interna de energía primaria:78083 TEP. 7

8 SISTEMA DE CLASIFICACIÓN DE RECURSOS TOTAL DE PETRÓLEO INICIALMENTE IN SITU PETRÓLEO DESCUBIERTO IN SITU MAS PETRÓLEO PRODUCIDO PETRÓLEO NO DESCUBIERTO COMERCIAL NO COMERCIAL PROBADAS PETRÓLEO YA PRODUCIDO RESERVAS PROBADAS MAS PROBABLES RECURSOS CONTINGENTES PROBADAS MAS PROBABLES MAS POSIBLES ESTIMACIÓN BAJA MEJOR ESTIMACIÓN ESTIMACIÓN ALTA RECURSOS PROSPECTIVOS ESTIMACIÓN BAJA MEJOR ESTIMACIÓN ESTIMACIÓN ALTA NO RECUPERABLES RANGO DE INCERTIDUMBRE CRECIENTE Definiciones del SPE, WPC y AAPG 8

9 La única forma en la cual se suman reservas probadas con no probadas es cuando ya existen proyectos con estudios previos y seguridad de su realización (inversiones ) en el corto plazo. No es posible adicionar reservas probables o posibles de un presunto proyecto a ser realizado dentro de varios años. 9

10 RESERVAS Las reservas de petróleo [Figura 1] son las cantidades de petróleo que se anticipa serán recuperadas comercialmente de reservorios conocidos hasta una fecha dada. A los efectos de definición petróleo incluye los gases o líquidos producidos RESERVAS PROBADAS Las reservas probadas son las cantidades de petróleo que, por el análisis de los datos geológicos e ingenieriles, puede estimarse con razonable certeza que serán comercialmente recuperables en un futuro definido, de los reservorios conocidos y bajo las condiciones económicas los métodos, y las regulaciones gubernamentales actuales. Las reservas probadas pueden categorizarse como desarrolladas o no desarrolladas RESERVAS O PROBADAS Las reservas no probadas se basan en datos geológicos, ingenieriles y económicos similares a los usados para estimar las reservas probadas; pero las incertidumbres técnicas, contractuales, económicas, o de regulación evitan ser clasificadas como probadas. 10

11 RESERVAS O PROBADAS PROBABLES Las reservas probables son las reservas no probadas sobre las que el análisis geológico e ingenieril de los datos sugiere que es más probable que sean producidas que no lo sean. En este contexto, cuando se usan los métodos probabilísticos, debe haber por lo menos un 50% probabilidad que la recuperada final igualará o excederá la suma las reservas probadas más las probables. RESERVAS O PROBADAS POSIBLES Las reservas posibles son aquellas no probadas en las que el análisis geológico y los datos ingenieriles sugieren que es menos probable que sean recuperadas que las reservas probables. En este contexto, cuando se usan los métodos probabilísticos, debe haber por lo menos un 10% de probabilidad de que la recuperada final igualará o excederá la suma de las reservas probadas más las probables más las posibles. 11

12 PETRÓLEO TOTAL I ICIALME TE I SITU. El Petróleo total inicialmente in situ es esa cantidad de petróleo que se estima existía originalmente en los reservorios. Por consiguiente, el Petróleo inicialmente in situ Total es esa cantidad de petróleo que se estima, con una dada fecha, estar contenida en los reservorios conocidos, más esas cantidades ya producidas, más las cantidades estimadas en los reservorios todavía no descubiertos. El Petróleo inicialmente in situ total puede subdividirse en Petróleo inicialmente in situ Descubierto y el Petróleo inicialmente in situ o descubierto, con el Petróleo inicialmente in situ Descubierto limitado a los reservorios conocidos. Suma o adición de reservas. Los volúmenes de petróleo clasificados como Reservas, Recursos Contingentes o Recursos Prospectivos no deben sumarse entre sí sin la consideración debida a las diferencias significativas en el criterio asociado a su clasificación. Ejemplificando, hay un riesgo significativo de que reservorios que contienen Recursos Contingentes o Recursos Prospectivos no llegarán a la producción comercial. 12

13 La única forma en la cual se suman reservas probadas con probables es cuando ya existen proyectos con estudios previos y seguridad de su realización (inversiones ) en el corto plazo. o es posible adicionar reservas probables o posibles de un presunto proyecto a ser realizado dentro de tres años o más. 13

14 Las definiciones de reservas en el país han seguido aproximadamente los cambios de la SEC (Security and Exchange Comission) de EEUU. Antes de 2006 se consideraban Reservas a las Probadas (P1). A partir de allí y hasta 2009 se consideraron adicionalmente el 50 % de las Probables(P2) Y a partir de 2010 se agregaron 10 % de las Posibles (P3).Además en 2006 se cambio el período sobre el que se expresan las reservas. De tomar hasta el fin de la concesión se paso a tomar hasta el fin de la vida del yacimiento Esto mejora los números de las reservas, que a pesar de todo, iban cayendo. 14

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16 Gas Natural: Reservas y relación Reservas/Producción 900,00 45,0 800,00 700,00 Loma La Lata 40,0 35,0 600,00 30,0 MMMm3 500,00 400,00 25,0 20,0 Relación 300,00 15,0 200,00 10,0 100,00 5,0 0,00 0,0 Año Reservas de Gas Relación reservas/producción para gas 16

17 ANTES DE 2008: El panorama de reservas de gas con vistas al abastecimiento del mercado futuro es muy oscuro. Las reservas declinan y también lo hace la producción. Loma La Lata es un gigante moribundo, si consideramos el gas convencional. Véase la proyección de producción que realiza la SE en 2008 y 2009.(ver s.asp ) 17

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19 Datos del SIPG (IAPG) Las dos principales cuencas declinan. La Cuenca Austral no, y la habilitación del nuevo gasoducto que cruza el Estrecho de Magallanes permite incrementos de 9 a 10 millones de m3 diarios, para paliar la caída. 19

20 Gas Natural - Reservas/Producción (Ratio R/P) México Argentina Bolivia Brasil Años BP Statistical Review of World Energy June 2008 Matriz Energética y su Relación con Latinoamérica J Meira Sec. De Energía IV Seminario Estratégico del SPE. Bs As, Sept

21 Evolución del PBI 450 MMM Pesos de Simultáneamente con la caída de reservas y producción, hemos alcanzado el máximo producto bruto interno de la historia. Para sostener ese crecimiento se necesita más energía, y la mitad de la energía primaria que consumimos es gas natural. 21

22 Uso de combustibles liquidos para generación en 2007 Gas Oil Fuel Oil Precio/m3 /ton Costo Costo Combustibles líquidos dólares Uso de combustibles liquidos para generación en 2008 Gas Oil Fuel Oil Precio/m3 /ton Costo Costo Combustibles líquidos dólares Estos precios de 2008, si los escribimos como se expresan los de gas, corresponden a : Gas Oil : 24 dólares por MMBTU ; Fuel oil 13,7 dólares por MMBTU. Son precios promedio 2008 sin costos de transporte ni internación. La estimación es de mínima.(ver estimaciones de J. Meira). Usamos cada vez más combustibles líquidos importados porque el gas no alcanza. La producción disminuye. 22

23 El Gas Natural de producción local no alcanza, y la unica salida de corto plazo es la importación de gas de Bolivia y como LNG. También aumenta fuertemente la importación de combustibles sustitutos para generación eléctrica que reemplazan al gas natural, Fuel Oil, Gas Oil y Carbón. Los precios de los combustibles sustitutos son altos comparados con el gas de Bolivia y con el LNG, que siguen siendo mejores opciones. Pero la mejor opción es la producción local 23

24 En 2009 se importaron : Gas Oil m3 (430 U$S/m3): 419,4 MMU$S Fuel Oil Tn (390U$S/Tn): 625 MMU$S Total 1045 MMU$S Este es el costo sin internación ni transporte. Son precios Costa del Golfo. La disminución se debió a la alta hidraulicidad del sistema eléctrico. Los precios de los combustibles líquidos en 2009 fueron similares a los de 2007.Precio gas de Bolivia 4to trimestre 2009 : 6,16. Precio actual: 7,17 U$S/MMBtu BAE 3/2/2010 8,8 dólares pos MMBtu para el LNG actual (2 cargamentos) Precios: 24

25 En 2010 se importaron : Gas Oil m3 (580 U$S/m3): 969 MMU$S Fuel Oil Tn (540 U$S/Tn): 1222 MMU$S Carbón Tn (aprox) 250 U$S/ton : 125 MMU$S Total 2316 MMU$S Este es el costo sin internación ni transporte. Son precios Costa del Golfo. Tomados de En 2011 se superarán los 3000 millones de dólares. Esto no es para preocuparse, es para ocuparse. 25

26 Argentina Precios de Combustibles para Generación Eléctrica Período Trimestral (Agosto Octubre ) 2007/08 35,00 30,00 25,00 20,00 CAMMESA, RE Agosto Octubre, 2007 y ,47 WTI promedio: 99,13 U$S/bl WTI promedio79,64u$s/bl 18,10 +81% 17,13 31,02 15,00 10,00 +75% 9,37 +77% 10,21 5,00 +11% +21% 2,27 2,53 2,46 2,03 0, Gas Natural Uranio Carbón Mineral Fuel Oil Gas Oil Matriz Energética y su Relación con Latinoamérica J Meira Sec. De Energía IV Seminario Estratégico del SPE. Bs As, Sept

27 Volumen de Importacion de gas de Bolivia +GNL B. Blanca ( Mill m3/dia) 16,0 14,0 12, Mill m3/dia 2009 Mill m3/dia 2010 Mill m3/dia 2011 Mill m3/dia Mill m3/dia 10,0 8,0 6,0 4,0 2,0 0, meses Datos del Informe de Energía (Marzo de 2011) del Ing. Andrés Repar Importación (de Bolivia + GNL Bahia Blanca) Mill U$ Mill U$ Mes 27

28 PRODUCCION DE GAS NATURAL % Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Set Oct Nov Dic Total año ant 2006 Mm Mm ,61% 2008 Mm ,79% 2009 Mm ,88% 2010 Mm ,71% 2011 Mm Produccion en Millones de m3/dia (MMm3/d) promedio de cada mes. (GRAFICO) Media anual Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Set Oct Nov Dic m3/dia 2007 MMm3/d 135,3 127,9 141,6 142,0 144,5 143,8 144,6 143,3 143,9 135,8 133,0 137,0 139, MMm3/d 133,9 136,5 136,9 136,2 133,1 141,1 141,9 144,1 141,9 137,2 134,1 131,5 137, MMm3/d 135,3 132,8 135,4 135,5 135,4 138,5 138,2 129,6 133,5 138,0 124,3 124,6 133, MMm3/d 125,3 129,3 127,2 123,0 132,5 129,1 134,2 133,9 131,3 127,8 123,7 123,1 128, MMm3/d 123,3 123,7 121,8 % 2011/ ,4 95,6 95,8 Producción diaria de Gas natural 160,0 Millon de m3/dia (MMm3/d) 140,0 120,0 100,0 80,0 60,0 40,0 20,0 Prod. diaria 2007 Prod. diaria 2008 Prod. diaria 2009 Prod. diaria 2010 Prod. diaria ,0 Mes Mm3 Mil metros cubicos std. de 9.300Cal MMm3: Millon de metros cubicos std. 9300Cal Datos del Informe de Energía (a Marzo de 2011) del Ing. Andrés Repar 28

29 Balance de Gas Natural Importación de Gas, MMU$S Exportaciones Bolivia LNG Total Chile y Uruguay Saldo 2010 : 1518 MMm3 de Bolivia, 1653MMm3 de gas proveniente de GNL Total 3171 MMm3 Saldo negativo de más de 800 MMU$S en gas solamente. 29

30 El fuerte crecimiento del PBI, posiblemente el más alto de la historia y que nos colocó al máximo latinoamericano de PBI per cápita, se basó en costos energéticos bajos. Estos bajos costos costos favorecen a los usuarios pero sobre todo a las producciones de bajo valor agregado y con alta componente energética porcentual, como los granos. Pero le quitan aporte de capitales al sector energético y disminuyen las regalías provinciales. También bajan los resultados impositivos de la Nación como el ICGL. 30

31 Datos de Daniel Montamat, Junio de

32 Los números muestran las diferencias en los precios del gas a diferentes usuarios 32

33 También desde el punto de vista económico, hemos perdido el autoabastecimiento. El déficit proyectado es opinable. Depende del precio del petróleo crudo exportado. Discutible, porque dependerá del precio al que se exporte el crudo Daniel Gerold, G&G Consultores, Marzo de

34 4.- ecesidades futuras de combustibles y sus fuentes de abastecimiento. Modelo matemático de suministro de energía: Todo queda como está y Modelo con gas C aportando al mercado. 34

35 Evolución de la Potencia Instalada Total Escenario Estructural D.Cameron Vto seminario estratégico del SPE Nov de 2010 Este gráfico y los siguientes son parte del plan energético nacional en elaboración Fuente: Secretaría de Energía 35 35

36 Evolución de la nueva potencia a instalar Escenario Estructural Fuente: Secretaría de Energía 36 36

37 Generación de Energía Eléctrica Escenario Estructural 250, ,4 TWh 200, ,000 GWh 100,000 50, Fuente: Secretaría Térmica (Gas de Natural) Energía Térmica (Líquidos) Térmica (Carbón) Opción Nuclear Nuclear Hidroeléctrica Renovables Autoproducción 37 37

38 Matriz de Generación de Energía Eléctrica al 2025 Escenario Tendencial Año 2009 Escenario Estructural Nuclear Hidráulico Importación 9.6% 12.8% 6.3% 7.6% 1.9% Renovables % 40.8% Autoproducción Gas Natural Liquidos Carbón 38 38

39 Oferta Interna de Energía al 2025 Escenario Estructural Año MTEP Año ,5 MTEP 39

40 Analizaremos dos opciones sobre el futuro del gas y de los combustibles para generación electrica. La primera es todo queda como está SIN gas no convencional. La segunda es la opción con producción de gas no convencional

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42 Se representó la producción de gas en serie desde 1970/2010. Cada año se calculó la diferencia porcentual respecto del año anterior y se representó en una segunda serie. La caída de producción año a año se acelera, porque la presión del gas en yacimiento cae y es necesario comprimir. Se calculó de esa forma la producción de gas a 10 años. Véase que se han producido en ese período el 100 % de las reservas probadas Se calcula la importación de Fuel+GO+C ( la alternativa mas barata sería producir gas no convencional) para cubrir el bache del consumo de gas, el cual se ha hecho crecer al 2 % acumulativo anual. A partir del 2011 entra más gas de Bolivia por el gasoducto, según el convenio firmado y aun incrementándolo algo al final del periodo. Se presenta tabla y datos diarios y anuales. Se considera la inclusión de tres nuevas plantas de LNG, una en Bahia Blanca otra en el Golfo de San Matías y otra en Montevideo, llegándose a un máximo de gas LNG de hasta 21 millones de m2 diarios promedio anual. El gap de demanda/ oferta se realizó suponiendo un incremento de mercado total del gas de 2 % anual acumulativo. Ese incremento será necesario para mantener tasas de crecimiento en torno al 5 o 6 % acumulativo hasta el final del período. 42

43 Se observa en la tabla la cantidad de fuel y GO extra a importar o producir, y el gas a importar o Tight gas a producir para el mercado argentino. Considérese que el uso del gas se ha maximizado (en lo posible)por varias razones: a) es el mas barato, El gas no convencional se puede producir a 6/7 U$S/MMBtu o menos y su recurso parece ser extenso. Una planta de LNG entregaría gas natural a dólares por millón de BTU, y el (FO+GO) importado cuesta más todavía. b) es el combustible al cual estamos acostumbrados, y todas las instalaciones están preparadas para este. El costo de conversión a líquidos es alto. c) es el combustible más limpio. La conclusión adicional es que, con la presunción de crecimiento del mercado del gas en 2 % acumulativo anual, el déficit de fuel + Gas Oil + C es grande y hace falta además una nueva refinería de la capacidad de RLP, pero de BAJA CONVERSION (40 %) para abastecer con combustibles pesados el mercado local. 43

44 Opción todo queda como está Mercados futuros de gas y líquidos mas carbón Se supone crecimiento del 2 % anual acumulativo del consumo de Gas atural+ pesados que lo reemplazan) Mercado a Año Gas Conv. que Gas Nuevo a Gas disponible Fuel +Gas Oil Deficit a cubrir con abastecer de gas mas import. de se producirá incorporar (de Bolivia y LNG) +Carbón combustible importado equivalente a gas (GO+FO+C) en Argentina (MMm3) total importados (Mm3)

45 Datos de importaciones de Gas de Bolivia y LNG provistos por el Ing. Andrés Repar en base a SESCO, Enargas, Enarsa, y Min. de Planeamiento. Otros datos de SE (SESCO) y IAPG, SIPG. 45

46 Capacidad de procesamiento de RLP 46

47 Datos de consumo de pesados de SI TESIS DEL MERCADO ELECTRICO MAYORISTA DE LA REPUBLICA ARGE TI A Comisión acional de Energía Atómica Ing. Carlos Rey 47

48 OPCIÓ CO GAS O CO VE CIO AL Mercados futuros de gas y líquidos mas carbón Se supone crecimiento del 2 % anual acumulativo del consumo de Gas atural+ pesados que lo reemplazan) Mercado a Año Gas Conv. que Gas Nuevo a Gas disponible Fuel +Gas Oil Opcion con Gas o Conv. Deficit a cubrir con Posible abastecer de gas más import. de se producirá incorporar (de Bolivia y LNG) +Carbón combustible importado equivalente a gas produccion de Gas No Convencio (GO+FO+C) en Argentina (MMm3) total importados (Mm3) nal Suma

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51 Importación de Gas Oil +Fuel Oil toneladas por año de GO+FO+C Importaciones reales Toneladas diarias Deficit anual de GO+FO+ C Diario Ton/dia 51

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53 Oferta y demanda de gas en Argentina Estacionalidad 250 La Argentina y la Energía Los próximos 20 años Ignacio C. Moran Vto Sem. Estratégico del Spe Buenos aires, Nov de Mm3/día Morán: 24 millones de m3 dia de Tight gas para 2020 (Un poco menos que mi presunción) m3 diarios de gas convencional al Declina el convencional casi igual a mi hipótesis. 2 do Buque GNL 5 Mm3/d Bolivia 7 Mm3/d Bolivia Planta regasif.gnl 10 Mm3/d Bolivia Convencional No convencional Bolivia GNL Líquidos Déficit 53

54 Posible producción de gas no convencional (Elaboración propia) 54

55 La industria realiza un esfuerzo inversor importante para satisfacer la demanda. Más del 60% de la inversión es en perforación y reparación de pozos Total Cuencas- Inversiones realizadas (P) Otras Inversiones (Mu$S) Baterias/Ptas/Gasod/Oleod (Mu$s) Pzs Reparaciones (Mu$s) Pozos Nuevos (Mu$s) os/archivos/reorganizacion/informaci on_del_mercado/mercado_hidrocarbu ros/tablas_dinamicas/inversiones/inve rsionestd.zip Héctor González Gómez en las Jornadas de Perforación, Terminación, Reparación y Servicios de Pozos, en Mendoza, (20 22 de octubre de 2010). 55

56 Podría ser así Presentación de Ignacio Morán (YPF) en el Vº Seminario Estratégico del SPE, 16/17 Noviembre de 2010 El escenario propuesto revierte el declino en la producción de gas si se viabiliza el gas no convencional. Mm3/d Abastecimiento de Gas Real 2010 (Sesco) 126,9 MMm3/día Abastecimiento de Gas Natural Demanda GNL Bolivia No Convencional Gas Convencional nuevo (Yo no soy tan optimista) Convencional

57 La industria ha llegado a invertir 4500 millones de dólares en el upstream. No es imposible pensar en incrementar esa inversión para producir gas no convencional y evitar buena parte de la importación de GO, FO y C que se vienen. Pero además hay que construir otra refinería grande, de baja conversión, y EXPLORAR EXPLORAR EXPLORAR EXPLORAR Cómo Explorar? No era que hago un pozo hasta la Fm.Vaca Muerta y ya está? Ahora tenemos disponible la tecnología. Pero hay condiciones derivadas de costos y precios 57

58 GAS PLUS Gustavo Cavazzoli Stimulation Domain Manager Schlumberger Argentina Bolivia Chile Schlumberger V Seminario Estratégico del SPE

59 Se encuentran en producción yacimientos con poros con diámetros del orden de 30 moléculas de petróleo 0.4 nm = 4 Angstrom!!!

60 Gustavo Cavazzoli Stimulation Domain Manager Schlumberger Argentina Bolivia Chile Vto Seminario Estratégico del Spe Buenos Aires Nov. de 2010

61 Todas las formacionesshale son diferentes Marcellus Eagleford Conventional Grains >4 µm Clay Barnett Matrix Composition Shale Reservoirs Silica Carbonate G.Cavazzoli Schulmberger 5to Sem. Estratégico del SPE, Nov. 2010, Buenos Aires

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75 Y esto es la prueba de que podemos recuperar el autoabastecimiento. La subsecretaría de Hidrocarburos, Energía y Minería informó sobre los avances en las tareas de exploración realizadas por empresas concesionarias que operan en la provincia Según se explicó, Apache Energía Argentina SRL comunicó el 26 de julio el descubrimiento de un pozo de gas en su área de concesión Anticlinal Campamento, Dentro del plan exploratorio previsto por la empresa para este año, se perforó el pozo APA.Nq.ACO.xp-2001 horizontal. En la profundidad vertical de a metros bajo boca de pozo (mbbp), luego de punzar y realizar una fractura múltiple en diez niveles correspondientes a la formación Los Molles (reservorio de gas en arcillas), resultó con una producción por surgencia de metros cúbicos de gas por día. Por otra parte, la empresa YPF SA informó un descubrimiento en el pozo YPF.Nq.BAñ.x-2, ubicado en el área exploratoria Bajada de Añelo, 30 kilómetros al noroeste de Añelo. Allí trabaja una unión transitoria de empresas conformada por YPF (70 por ciento), Gas y Petróleo -G&P- (15) y Rovella Energía (15). El descubrimiento se produjo en la formación Vaca Muerta (reservorio de petróleo en arcillas), en la profundidad de a 2.849,5 mbbp. Luego de punzar y fracturar el pozo, resultó con una producción por surgencia de 42,46 metros cúbicos por día de petróleo, de gas y 21,2 de agua.. 75

76 El operador petrolero EOG agregó hectáreas para explorar en la cuenca neuquina a su portafolio de exploración en el segundo trimestre de 2011 y desarrolló planes para perforar dos pozos a principios de En conferencia de prensa el CEO Mark Papa señaló que esperaba que los resultados ayudaran a los operadores del país a superar la falta de equipos de fracturación hidráulica y otros. Las compañías de servicio más importantes están en un proceso de trasladar equipos de fractura y para los primeros pozos de tendremos para programar las operaciones con muchos meses de antelación. Estamos suponiendo que en el periodo aparecerán mas. Somos bastante optimistas sobre la calidad de los esquistos. Hemos sostenido ante nuestros accionistas que la única razón para moverse afuera de Estados Unidos seria encontrar un shalemejor que el de nuestra cuenca Eagle Ford y creemos que lo hemos encontrado aquí. El tiempo lo dirá 76

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