Eficiencia Energética: el modo de acelerar el autoabastecimiento del gas

Habiendo transcurrido menos de un año desde la última visita del LIc. Ferioli, en la que expuso sobre el desafío que significa para nuestro país el desarrollo de los recursos no convencionales –infaltable tema de conversación en las reuniones del sector, así como de los medios especializados en inversiones del mundo entero–, en esta oportunidad la exposición de Ferioli le ha agregado un condimento especial al abordaje del tema: la posibilidad de autoabastecernos en un tiempo menor al previsto en el primer ensayo.

Para el Departamento esto fue una grata sorpresa debido al rol que juega la eficiencia energética en el logro de este objetivo, especialmente por el compromiso que ha asumido la UIA con el tema. Así lo demuestra el programa “Proyecto de Eficiencia Energética” que llevamos adelante junto con la Secretaria de Energía y que se costea fundamentalmente con la donación realizada por Banco Mundial (GEF).

Desde el Departamento veíamos con preocupación que la cantidad de subsidios necesarios para sostener el sector iba creciendo de modo exponencial. Hoy se hace necesario reducirlos, ya que se transformaron en un drenaje importante de divisas, (el año 2013 finalizó con una balanza energética negativa de USD 6.300 millones, previendo una cifra superior para el 2014), para lo cual paulatinamente se deberían reconocer los verdaderos costos de producción de la energía en las tarifas, sustituyendo a la vez la importación de energéticos por producción local. Los costos de normalizar el sector, se verían significativamente reducidos si incorporamos el uso racional y eficiente de la energía como una política de Estado, tal como lo establece el PRONUREE, decreto 140/2007. Se perciben señales de que podríamos estar cambiando el tipo de pensamiento al que se refería el gran científico Alemán del siglo XX.

Para acceder al Power Point que acompañó la exposición realizada por el Lic. Jorge Ferioli (click aquí).

Exposición Jorge Ferioli 27/03/14

La razón por la que estoy nuevamente con Uds. es que la ultima vez habíamos hecho un análisis que nos permitía ver cual es el esfuerzo que tendremos que hacer para desarrollar las shale’s de modo de poder llegar al autoabastecimiento en el año 2030. Recientemente, hace 15 días, concluimos otro análisis mostrando alternativas que cambian ese panorama como lo podrán ver a continuación.
Entrando al tema, la presentación se desarrollara viendo la evolución de las reservas de gas y petróleo en el país, el potencial de las “shales”, un análisis comparativo de ambos tipos de yacimientos (convencionales y No convencionales), el desarrollo necesario de la “shales” para lograr el autoabastecimiento y como se podría reemplazar el GNL, cual sería el equipamiento necesario para lograrlo, el desarrollo conjunto de ambos tipos de yacimientos, los escenarios posibles y veremos las alternativas que es el agregado principal a lo que habíamos presentado en el año 2013.

El primer grafico es conocido por todos ustedes, muestra la evolución de las reservas probadas de petróleo y su producción. El índice sensible es la relación reservas producción R/P, que mide cuantos años nos quedan al nivel de producción actual. Paso de 12,9 en el año 1980 a 8,9 en el año 2012.
Esto no significa que si baja a 5, en 5 años nos quedamos sin petróleo, puesto que si somos capaces de reponer las reservas que consumimos, podremos vivir 100 años con una relación R/P igual a 5. Ocurre que no estamos reponiendo cada año todas las reservas que consumimos. Todos los años Decrece la relación R/P.
En el caso del gas, el problema es más critico (Graf. 2) puesto que la reservas caen de modo más significativo. La producción fue creciendo hasta un punto en donde se revierte la tendencia y la R/P bajo un 70% respecto a 1980.
La producción siempre la relacionábamos con el consumo, cuando éramos autosuficientes, ahora ya no lo somos: Para tener una idea de cuan lejos estamos, le adicionamos al gráfico la producción insatisfecha (línea punteada), o sea lo que importamos como LNG y es conservador puesto que no tiene incorporado los volúmenes que no pueden entregarse (restricciones) a la industria.
De ese modo se puede ver que la situación es mucho más crítica, tenemos 5 años de R/P con tendencia decreciente.
Se pasa a analizar el potencial que disponemos de “shales” en Argentina.
Es conocido que acorde la información del DOE, Argentina esta en una situación de privilegio en base a los recursos técnicamente recuperables, tanto en gas como en petróleo. Todo ello merece algunas consideraciones.
La primera es que en el año 2011 USA tenía 1600 tcf, en el mismo año le hacen un “rate off” del 40% y en el 2013 el DOE lo baja a la mitad, como puede verse en el cuadro (665 tcf). La razón es que como se trataba de gas húmedo, con mucho contenido de líquidos una parte de las reservas se aplican a petróleo. Esto significa que se producen ajustes muy gruesos en las estimaciones. Argentina en parte no lo ha sufrido aún, salvo en algunas cuencas. Lo más importante, como se puede ver en el (Graf 4), es que el 73% de esos recursos técnicamente recuperables están en la cuenca Neuquina: Como prueba de los ajustes, es que la cuenca Chaco – Paranaense pasa del 2011 al 2013 de 164 tcf a 3 tcf. O sea estamos en un proceso de ajustes muy gruesos. De todos modos estos recursos si los relacionamos con las reservas que tenemos, en el caso del gas, son 70 veces y en el de petróleo 11.
O sea que cualquier quita que pueda ocurrir, aun así seguirá siendo mucho el potencial.
Es importante conocer como se calculan estos recursos. Se hace en función de la superficie de la cuenca, por el espesor de las “shales” (arcillas) y por el volumen. Se le asigna una probabilidad de descubrimiento en función de analogías que se hagan con otras áreas, a ello se le aplica un factor de recuperación. Lo importante de ver aquí, es que cuando se toma toda la cuenca, se comete un grave error si se la considera homogénea, como se puede ver en el (graf 5). Para el caso de Bakken que esta junto a la frontera USA/Canadá se muestran las zonas más productivas (sweet spots) que son las técnicamente recuperables y que son una parte de la cuenca. Para poder transformarlos en reservas tienen que ser económicamente recuperables.
Vamos a pasar a ver la génesis (graf 6) de las “shales” comparado con los yacimientos convencionales.
Ambos requieren de la roca madre para la generación de petróleo. Se trata de una arcilla que tanto en un ambiente lacustre como marino ha recibido depósitos orgánicos, los que a lo largo de millones de años y bajo un ambiente de alta presión, temperatura y sin oxigeno han generado hidrocarburos. Con el transcurso del tiempo fueron migrando hacia la superficie hasta encontrar una trampa, en el dibujo se aprecia una trampa clásica, un cierre en las 4 direcciones (imaginar un plato de sopa) que debe tener un sello para que no continúe migrando. La exploración de este tipo de yacimientos implica ubicar el lugar en el que hay una trampa, encontrar una roca madre, una arena que tenga condiciones de porosidad que permita extraer el hidrocarburo que este en el lugar y, una roca sello que impida que este hidrocarburo se vaya.
Los reservorios tienen dos características fundamentales; La porosidad y la permeabilidad. La primera define el espacio que queda disponible para ser ocupado por un fluido, la segunda da la conductividad entre esos espacios porales que permite la movilidad del fluido entre ellos.
¿En que se diferencia esta roca generadora con respecto a los reservorios convencionales? Al efecto de tener una idea practica se distribuyen entre los presentes unas coronas (cilindros) formadas por areniscas (GC) que tienen porosidad (espacio que permite ser ocupado por un fluido) y permeabilidad (permite que los espacios porales estén unidos y que el fluido tenga movilidad). Una de las muestras tiene 18% de porosidad y su permeabilidad de 40 a 80 mili Darcy.

La característica de la roca generadora (GNoC) es que es una arcilla y no es una arenisca.
La muestra de la arcilla (shale) tiene entre un 5 hasta un 10% de porosidad, lo que no tiene es permeabilidad. El problema es que mientras en la arenisca encontramos una permeabilidad de 40 a 80 mili Darcy, en la arcilla la permeabilidad es entre 1.000 a 1 millón de veces menor que en la arenisca, o sea prácticamente no existe ningún tipo de movilidad. Para lograr la movilidad en la arcilla, se debe recurrir a la fractura hidráulica, de este modo se genera una permeabilidad artificial, es por ello que este tipo de pozo tiene ramales horizontales en los que se realiza la fractura.
Se muestra una foto (graf 6) con los nanoporos que no están comunicados entre si y que alojan tanto al gas como al petróleo, para lograrlo se debe recurrir a la fractura (fracking). Lo más importante es que el contenido de materia orgánica debe ser superior al 2%.
En el graf 7 se muestran los perfiles de pozos de 5 Cuencas productivas de USA. Comparados con Vaca Muerta (VM) la primera conclusión es que el espesor de VM es significativamente superior al resto.
A ello se agrega, mayor calidad del petróleo, así como la producción inicial, que es significativamente superior.
Se pasa a analizar la declinación comparativa entre yacimientos convencionales y “shales”. El gráfico muestra varios yacimientos importantes de USA. Un rasgo característico de las “shales”, es la fuerte declinación, del orden del 85% en el primer año.
En el gráfico siguiente se comparan la declinación de dos yacimientos convencionales Aguada pichana y San Roque, con la curva de declinación de un yacimiento tipo de shale Gas de la cuenca de Haynesville USA (24 meses).
Teniendo en cuenta lo anterior, se muestra un ejercicio para producir 200 bcf a lo largo de 20 años en ambos tipos de yacimientos.
En el yacimiento convencional se necesitan 13 pozos para producir los 200 bcf a lo largo de los 20 años. La curva del “shale” necesita para la misma producción 124 pozos en 20 años. Corriendo los “economics” de ambos, para hallar el precio del No convencional, lo que se hizo fue igualar el valor presente neto (VPN) descontando el 10%, y se encontró que el precio que puede igualar la explotación de ambos tipos de yacimientos es de 11,45 USD/MBtu.
Si ese precio fuera 4 USD/MBTu no hay repago, y con 7 USD/MBTu el repago (pay out) en lugar de ser 1.4 - como indica el graf. -, se transforma en 8.
Atención con estos valores, algunos piensan que VM es tan atractiva que podemos imponer condiciones. No es ese el caso, deberemos seducir a los inversores. Se trata de dos explotaciones totalmente diferentes desde los “economics”.
Se pasa a analizar el desarrollo del “Shale oil” para llegar al 2030 sin tener que importar petróleo. Se utiliza un pozo tipo de 2.000 metros de prof. Con 1.000 m de perf. Horizontal con 10 fracturas. Se tomó el comportamiento de Eagle Ford, que es una cuenca que esta al sur de USA y que comparte con México y que es lo más parecida a lo que puede ser VM. Se toma una producción inicial de 50 m3/d.
El costo es de 2 MM USD en cada tramo vertical de 2.000 m y 1 MM USD en el horizontal de 1.000 m. con 10 fracturas de 800 mil USD/fractura lo que da 8 MMUSD de fractura. Llegando a un total; 11 MM USD. Haciendo un supuesto de mayor economía por mejor productividad, etc., del orden del 30%, se tendría el valor que la semana pasada YPF dijo que quería lograr; 7,8 MM USD.
Por el lado de la demanda, se tomo un crecimiento anual del 1 % (para un crecimiento del acumulativo del 2,5% del PBI con una elasticidad de 0.4) La curva de producción convencional no muestra el descubrimiento de nada significativo durante el periodo considerado. La exportación sigue la evolución normal, más allá del intercambio que se pueda producir por tipo de crudo que requieran nuestras destilerías y se pretende no importar.
A partir de allí surge la evolución necesaria de la producción del “shale oil” para poder llegar al autoabastecimiento en el año 2030. Es la mitad de lo que estamos produciendo hoy en convencional.
Se desarrolló una tabla que muestra la evolución cada 5 años. El total de pozos a perforar es de 7.000 pozos, 134 equipos de perforación, 53 sets de fractura, instalaciones de sup. 45. Cada 150 pozos se desarrolla un yacimiento y dos oleoductos troncales.
El costo para el periodo es del orden de 63 mil millones de USD. Los pozos son los que llevan el mayor costo. Lo que nos lleva al 2030 invirtiendo alrededor de 7.000 mil millones de USD /año.
En la próxima diapo se muestra que pasa si no hacemos nada y debemos importar ese volumen de petróleo. A 100 USD/barril deberíamos disponer de más de 77.000 mil millones de USD.
Se hace el mismo análisis para el caso del “shale Gas” para reemplazar el GNL, el pozo tipo es 3.000 m de profundidad (es 1.000 m. más profundo, y esta más al Oeste) + 1000 m horizontal, se requieren 10 fracturas, el comportamiento es el promedio de los 10 mejores de Haynesville.
El costo difiere respecto al petróleo, en 1 millón de USD más, pues es mas profundo. La demanda se considera que crece para un PBI del 2,5 % aa. Igual que en el caso del petróleo, sin embargo aquí la elasticidad considerada es de 1, por lo que la demanda crece al 2,5% aa.
Pasando a la producción convencional de gas, se hacen las mismas consideraciones que en el caso anterior, no se considera ningún descubrimiento significativo que pudiese alterar dicha evolución. Se considera que la entrega tiene un 25% de merma respecto a la producción (consumo en yacimiento, gas asociado que no tiene posibilidad de ser evacuado porque no hay gasoducto, No habrá exportación y si importación de Bolivia, que a lo largo del tiempo se mantendrá en 22 millones de m3/d. De ese modo la curva roja muestra cual debería ser la producción de “shale gas” para que la importación de GNL llegue a cero en el 2030. Veamos cual es el esfuerzo para lograrlo; 7.500 pozos, una cantidad importante de equipos de perforación, que lo veremos en detalle, 67 set de fractura, 61 instalaciones de superficie y 6 gasoductos.
En el año 2030 deberíamos perforar 1.000 pozos y aquí deberíamos tener en cuenta algo que es muy importante. Dado el comportamiento de los pozos para mantener la producción requiere un ritmo de perforación constante.
Un año que baje la perforación declina significativamente la producción del yacimiento. Esta pasando en USA, donde el precio del gas no resulta tan atractivo cuando es gas seco, por lo que se esta dejando de perforar y baja la producción de modo significativo.
En cuanto al esfuerzo económico que deberíamos realizar en nuestro país para lograr el objetivo previsto al año 2030; 74.000 millones de USD, y 9.000 millones USD/año a partir del 2030.
En otro grafico se pueden apreciar la evolución de las inversiones acumuladas en “shale gas” de 74.000 MM USD, las importaciones de Bolivia, son 46.000 MM USD en el periodo, y las importaciones de LNG son del orden de los 70.000 MM USD. Un aspecto importante a tener en cuenta en este caso es que en el año 2019 se tendria que duplicar el volumen importado de GNL, respecto al actual. En otro gráfico se puede observar que en el caso de no hacer nada con el “shale gas” deberíamos tener que importar GNL por un valor del orden de los 158.000 MM de USD.
Se pasa a dar una idea de la importancia del equipamiento necesario para realizar la explotación de los yacimientos No convencionales. Se muestra un set de fractura trabajado en un yacimiento de gas Convencional y su equivalente para el “shale gas”.
Se pasa a mostrar en otra diapo, cuan diferente es en números; Para el agua el requerimiento es 10 veces mayor, el agente de sostén (arena especial) 5 veces, la potencia en HP, 12 veces, y finalmente la cantidad de fracturas 10 veces. Esto significa que la energía que tenemos que gastar en un pozo de este tipo, es significativamente mayor que la que corresponde a un pozo equivalente convencional.
Se pasa a analizar el equipamiento disponible hoy en la cuenca Neuquina para explotar estos pozos.
Hoy hay 155.000 HP, se necesitan 30.000 HP por set, siendo el tiempo de terminación 24 días/pozo, o sea un set de fractura puede fracturar 15 pozos/año; ello implica la incorporación de 120 nuevos set de fractura, lo que implica la necesidad de 3,6 millones de HP adicionales. Dado que cada camión tiene 2.000 HP de potencia, cada set debe tener 15 camiones.
Al 2010 había 78 camiones disponibles, al 2030 deberemos tener 1.878 camiones trabajando.
Desde el punto de vista de los pozos deberíamos pasar de 1.320 pozos (2010) a 3.100 (2030) lo que implica un 237% más.
Dado que la perforación de un pozo “shale” tarda 3 veces lo que un pozo convencional, la cantidad de equipos no es proporcional a la cantidad de pozos, es mucho mayor. Ello implica que hay que pasar de 71 equipos de perforación en (2010) a 370 en el (2030).
Se pasa a hora al análisis del desarrollo conjunto de fuentes convencionales y no convencionales.
El total de pozos a perforar se eleva a 38.3007, necesitando perforar en el año 2030, 3.078 pozos, lo cual significa pasar de los 1.300/año actuales a 3.078/año. Para el esfuerzo económico de este desarrollo estamos hablando de casi 200.000 Millones USD en el total del periodo, casi 20.000 Millones USD/año.
Dicho esto se pasa a analizar los escenarios posibles para el conjunto.
El Primer escenario; es el mejor, con un costo de importación de GNL de 70.450 Millones USD (termina en cero al año 2030) y 46.400 Millones USD por el gas Boliviano a lo que hay que agregar 197.500 Millones USD de inversión privada; la suma de todo ello da 314.350 Millones USD. ¿Qué hay detrás de esta inversión? Un montón de desarrollos industriales, como ser la fabricación de equipos (tubos de todo tipo, bombas, cemento, repuestos, equipamientos auxiliares, camiones, equipos de perforación, trépanos, etc.). Así mismo obras en movimiento de tierra, caminos, líneas eléctricas, cañerías de producción, etc. A ello se suma mayor recaudación vale decir mayores ingresos para el estado tanto provincial como nacional (regalías e impuestos varios). Ello implica a la vez mayor disponibilidad de energía, lo que haría factibles proyectos que hoy no se pueden materializar. Un tema de suma importancia es la cantidad de profesionales que se necesitaran para poder cumplir con el escenario previsto.
Se trata de 59.000 nuevos puestos de trabajo directos, 7.000 profesionales (ingenieros y geólogos).
Se menciona que hoy hay equipos de fractura en el país y que no se pueden poner en funcionamiento por carecer de gente idónea.
El otro tema a analizar son los ingresos que va a tener el operador y el estado.
Se muestra en la diapo, la utilidad neta del operador (en verde) y lo que esta en distintos tonos de azul y negro son los ingresos del estado vía impuestos varios, así mismo se considero el IVA mínimo.
El resultado es que el estado se lleva 68.000 millones USD, en el mismo periodo en el que el operador tiene utilidades del orden de 32.000 Millones USD. (Línea naranja) del gráfico. O sea que por cada dólar que se lleva el operador, el estado se lleva 2.10 USD.
El Segundo escenario; Si nada de lo que se planteo en el primero ocurre deberemos importar el GNL, el gas boliviano, más el GNL adicional, más la importación de crudo, lo que da un costo de 353.150 millones USD.
A ello hay que agregar que cuando lleguemos al año 2030, vamos a necesitar importar; 9.350 millones USD de petróleo + 25.550 millones USD de GNL Totalizando 34.900 millones USD en el año.
En la presentación realizada en junio 2013 se utilizó una unidad de medida para dimensionar que significaba 35.000 millones USD. Se utilizó la imagen de los “barquitos” transportadores de GNL. En el 2013 necesitamos 84 barcos, en tanto que al 2030 necesitaríamos 720 barcos (GNL + OIL).
Lo nuevo: Hace unas 3 semanas atrás, se buscaron otras alternativas para mejorar esta situación. Se tomo el 10% del “shale gas” que deberíamos tener que producir en el año 2030 y lo reemplazamos por energía hidro, eólica o nuclear, analizando para cada caso lo que ello significa.
Dado que el total de “Shale gas” que se produciría, son 111 MMCD, tomamos el 10% que son equivalentes a 17821 GWh.
Veamos la capacidad de potencia de los proyectos previstos.
En centrales hidro; estamos alrededor de 9.200 MW lo que implica que deberíamos desarrollar el 44% de los proyectos hidráulicos desde ahora al 2030, lo que requerirá una inversión que sin duda tendrá que enfrentar el gobierno (poco factible para el capital privado). El otro aspecto es el tiempo de maduración de este tipo de obra, Yaciretá llevo 28 años desde el proyecto hasta alcanzar la cota máxima y con un costo 3 veces superior al presupuestado (aun esta en discusión), todo ello pone en duda la factibilidad de lograr el objetivo al 2030.
Pasando a las centrales Eólicas, de los proyectos que están en carpeta no se han desarrollado más de 200 MW, como comparación se menciona que para realizar los proyectos previstos deberíamos construir 4600MW de generación eólica el equivalente a tres veces el parque eólico más grande de USA,( Alta Wind Energy Center) o sea 12.800 km2 de granjas eólicas. Es un esfuerzo significativo que podría ser encarado por capitales privados, teniendo en cuenta que solo sería para el 10% del shale gas que se consume.
Para las centrales nucleares deberíamos estar pensando en seis ATUCHA II, cosa que no se ve como muy factible.
Nos preguntamos ¿cuanto es el volumen de GNL que estamos importando ahora? Respuesta el 14% del total del consumo, de allí surgió la idea de correr el modelo aplicándole un 15% de eficiencia en lo que hace al consumo de “shale gas”. El resultado fue que la reducción del 15% en “shale gas” nos permite lograr el autoabastecimiento en el año 2021 o sea 9 años antes del escenario anterior, lo mismo ocurre con una reducción del 14% en el consumo de petróleo. La pregunta es si ¿será posible incrementar la eficiencia en el uso de la energía de modo que se puedan alcanzar estos resultados?
Se analizó el periodo 1997- 2012 encontrando que el incremento del consumo per capita de gas fue del 39% y en petróleo del 25% lo que nos lleva a suponer que una reducción del 15% en gas y 14% en petróleo al 2030 es totalmente factible.
Aquellos que han analizado el tema de la eficiencia y el potencial que tenemos de ahorro, dividen el consumo en distintos sectores; domiciliario, comercial, industrial y transporte.
Sostienen que la reducción del consumo domiciliario y comercial a partir de las lámparas de bajo consumo, la aislación de los edificios y el control de las llamas de los pilotos de calefones, darían margen para hacer posible el escenario planteado. A ello se debería agregar la contribución que podría hacer el sector industrial y el transporte.
Se muestra en el grafico el efecto de la reducción de la demanda de gas por uso eficiente cambiando la fecha objetivo del 2030 al 2021.
Fue una sorpresa puesto que no se imaginaban que fuera tan sensible a la eficiencia, Por otro lado es muy atractivo para aquellos que deban llevar adelante esta política dado que acerca el escenario a sus periodos de gobierno.
¿Cuáles son las inversiones que requeriría este escenario respecto del 2030?
La tercera parte de pozos, la mitad de equipos de perforación, mucho menos en set de fractura e instalaciones de superficie. Respecto a los montos en juego, estamos hablando de 43.000 USD Millones en el período vs. 197.000 USD Millones, la diferencia es abrumadora. Respecto a los barquitos, nueve años antes, en el 2021 serán 0.
Lo que transforma la estrategia a seguir para alcanzar el autoabastecimiento donde la eficiencia energética adquiere un protagonismo fundamental.