Cerro Dragón busca reconvertirse en Aurora Austral: el gas no convencional frente a las necesidades, las ilusiones y las preocupaciones
Chubut atraviesa una nueva crisis petrolera como consecuencia de la baja de la producción de los yacimientos maduros y la dolorosa salida de YPF en la provincia, con la consiguiente baja de regalías. Ahora busca reencontrarse con una alternativa de recuperación del esplendor. Mientras impulsa la explotación terciaria en los viejos yacimientos que tenía la petrolera con mayoría accionaria estatal, pone rumbo hacia los no convencionales a ser explotados por Pan American Energy. Para lograrlo, el gobierno garantizó por decreto la seguridad jurídica de la concesión hasta el 2070 y se propone bajar por ley las regalías al 9%. Cerro Dragón lleva casi 70 años de explotación hidrocarburífera y apunta a reconvertirse en Aurora Austral, una fuente de generación de shale gas extraído de la formación D-129. El uso del agua, los desperdicios del fracking, los sismos y los ritmos de explotación que aumentan los riesgos laborales son algunos de los desafíos que la posible nueva Vaca Muerta.
El primer día de la semana, en un acto formal realizado en Trelew, el gobernador Ignacio Torres, el CEO de Pan American Energy (PAE), Marcos Bulgheroni, y el vicegobernador Gustavo Menna anunciaron el descubrimiento de shale gas en territorio chubutense.
"Es un hito histórico que abre la puerta a una nueva etapa en la provincia. Tenemos una cuenca con pozos maduros que exigen una mayor productividad y eficiencia para su desarrollo. La verificación de PAE sobre la existencia de shale gas abre una nueva oportunidad productiva para todos los chubutenses y se suma a otras fuentes de energía que vamos a desarrollar", manifestó el mandatario provincial.
En tanto que Bulgheroni expresó: "Le vamos a dar una nueva vida a este yacimiento (Cerro Dragón), que ya tiene 70 años y que es nuestra casa, es el lugar donde crecimos y donde vamos a dedicarle por mucho tiempo nuestra inversión, trabajo y esfuerzo".
Llamó la atención que el evento se desarrollara en instalaciones del Museo Feruglio, a 407 kilómetros de distancia del yacimiento Cerro Dragón; tampoco pasó desapercibida la chanza del mandatario al intendente comodorense Othar Macharashvili por llegar tarde a la cita en el día posterior a su cumpleaños. También se sumó el fallido del locutor oficial que, tras las palabras de los tres oradores entre los que se sumó al jefe comunal de Comodoro Rivadavia, llamó al escenario "al señor gobernador Marcos Bulgheroni" para realizar una fotografía.
La formación D-129
En el 2022 El Extremo Sur publicó las particularidades de los recursos no convencionales en Chubut con la idea de desplegar el fracking para desarrollar lo que se denomina la formación no convencional D-129. La primera en avanzar en esa dirección fue YPF y luego se sumó Tecpetrol, la petrolera del Grupo Techint.
En la formación D-129 -cuyo nombre proviene de un pozo perforado por la compañía Diadema en 1954 en cercanías de Comodoro Rivadavia, a una profundidad de entre 2.300 y 3.000 metros- se detectó por primera vez en la roca madre aunque nunca más se volvió a intentar su explotación.
Con el boom de Vaca Muerta y el fracking en Estados Unidos, las petroleras volvieron a poner en estos últimos años sobre la mesa la posibilidad de iniciar las fracturas en la D-129, que abarcaría casi la totalidad del territorio que involucra a la CGSJ e incluye al norte de Santa Cruz y la porción off shore de la cuenca.
YPF dio el primer paso en 2013 con el pozo Exp-914 ubicado en el yacimiento El Trébol, con una profundidad de 3.591 metros y que atraviesa 363 metros de la formación D-129.
Ese intento de la petrolera con mayaría accionaria estatal quedó frenado por un amparo judicial presentado por el fallecido dirigente social Marcelino Pintihueque, quien denunció la afectación de los acuíferos y la ausencia de consulta a las comunidades originarias.
El referente de la comunidad mapuche había interpuesto un amparo por dos perforaciones efectuadas por YPF en Chubut y había conseguido un freno judicial en 2013 al avance de la extracción de crudo a través de la fractura hidráulica en El Trébol. En 2014 también había impedido judicialmente el fracking en el yacimiento La Greta ubicado en Río Mayo.
El Instituto Argentino del Petróleo y del Gas (IAPG) publicó un informe elaborado por grupo de especialistas en geología - García Torrejón, Maximiliano; Totorica, Ruth; Marcaida, Juan; Castillo, Vanina; Galliano, Federico; Cohen, Marcos- donde dieron a conocer las características del yacimiento Río Chico donde PAE informó que hizo la primera perforación horizontal y encontró shale gas.
Previo a ese descubrimiento describieron que "el área de estudio en el flanco norte de la Cuenca del Golfo San Jorge, en el yacimiento Rio Chico dentro del área Cerro Dragón. Con una extensión aproximada de 10 Km2, la unidad productiva que se encuentra en recuperación secundaria es la Fm. Comodoro Rivadavia, definida por una sucesión de areniscas con granulometría media a muy gruesa, con buena selección y porosidad, que alternan con limoarcilitas. Dentro de esta unidad se han observado depósitos arenosos de importante distribución areal que se encuentran amalgamados hacia el sector centro-este del área de estudio. En la mayoría de las terminaciones de estos pozos, se requiere de estimulación hidráulica para remover daño de formación cercano al pozo, se encuentra a 47 Km de la localidad de Sarmiento, en la provincia de Chubut".
Asimismo, detallaron que "en 1968 se perfora el primer pozo en la zona, pero recién a partir del año 2004 se da inicio a la campaña de perforación de pozos de primaria en el bloque sur del proyecto. Para el año 2008 ya son 10 los pozos perforados. Entre los años 2008 y 2010, los pozos del sector noreste alcanzan profundidades de entre 2.000 y 2.300 metros, con un caudal de petróleo inicial promedio de 36 m3/d. Se define el último reservorio de interés a 1.600 m acortando la profundidad final de los pozos siguientes. En 2012 se decide perforar fuera del amparo de la falla norte del bloque, ampliando el área de los reservorios y sumando producción al proyecto. En septiembre de 2012 se alcanza el pico de producción primaria de 585 m3/d. En 2013 se realiza el estudio de recuperación secundaria mediante una simulación analítica y 2 años después de su máxima producción histórica, se comienza con las primeras conversiones y adecuaciones de pozos productores necesarias para iniciar el Water Flooding".
Inversiones y plazos
PAE presentó que las inversiones de la primera etapa alcanzarán los 230 millones de dólares en un plazo de cinco años para concretar en dicho período otros cuatro pozos exploratorios, junto al primero ya concretado en el yacimiento Río Chico en el área de Cerro Dragón, que permitirán dimensionar la capacidad real de producción existente en el reservorio de la roca madre.
El plan piloto de la operadora tiene como concretar los pozos experimentales de hasta 3.500 metros de profundidad en su eje vertical y de hasta 3.000 metros en su eje horizontal. El primero se realizó con una rama lateral de 1.500 metros de extensión y 25 etapas de fractura espaciadas cada 60 metros comprobándose la viabilidad operativa y la existencia de shale gas.
Esta etapa inicial del plan de PAE comprenderá un plazo de cinco años hasta el 2030 y luego se iniciará, en función de los resultados que arrojen los primeros cinco pozos, por otro lustro más hasta el 2035 donde se concretaría la etapa de explotación de los recursos no convencionales encontrados.
La petrolera comandada por Bulgheroni tiene a su favor el desarrollo ya existente en Vaca Muerta en la Cuenca Neuquina y su propia experiencia como operadora en el yacimiento que hizo punta con los no convencionales extraídos a través de la técnica de la fractura hidráulica conocida como fracking.
Los plazos que PAE prevé para sus inversiones y desarrollos a priori parecen no coincidir en lo inmediato con las urgencias por las que transita la provincia en materia de baja de producción petrolero, achicamiento de ingresos por regalías y retroceso de los empleos en el sector hidrocarburífero.
¿Punta Colorada o Comodoro Rivadavia?
PAE ya tiene un plan exportador en mente para concretarlo en torno del shale gas que aspira a producir en Cerro Dragón, aunque obviamente también serviría como salida del gas no convencional de Vaca Muerta y se sumaría al proyecto de YPF para sacarlo por la rionegrina localidad de Punta Colorada.
En esa perspectiva ahora encaja a la perfección el anuncio realizado por la compañía en septiembre del 2024 cuando firmó con Golar LNG un acuerdo por 20 años para la instalación en Argentina del buque de licuefacción "Hilli Episeyo".
Econojournal publicó por aquel entonces que "Southern Energy, propiedad de Pan American Energy, y Golar LNG, informaron este lunes que el buque de licuefacción que producirá gas natural licuado (GNL) destinado a los mercados de exportación a partir de 2027 será instalado en el golfo San Matías, provincia de Río Negro".
Agregando que "ambas compañías trabajaron en conjunto para analizar técnicamente la mejor ubicación del buque teniendo en cuenta las condiciones marítimas, logísticas y los costos de desarrollo de infraestructura", para luego resaltar que "como resultado del análisis técnico, el golfo San Matías en la provincia de Río Negro fue reconocido como la mejor locación disponible para el buque Hilli Episeyo'".
La novedad a este proyecto que encaja con los anuncios efectuados la introdujo el gobernador Torres quien el lunes pasado aseveró: "Depende de muchas variables, pero nosotros si tenemos ese potencial gasífero lo lógico es que se licúe el gas en nuestra provincia, eso es una etapa de valor agregado al recurso que no tengo dudas que se va a dar en una segunda etapa de explotación porque es más barato sacar el recurso por el puerto de Comodoro Rivadavia que llevarlo a Río Negro".
Por ahora PAE no hizo ningún anticipo que coincida con esas afirmaciones y que modifiquen sus informaciones iniciales sobre la planta de licuefacción a localizar en Punta Colorada, aunque seguramente habrá alguna incidencia para intentar torcer el rumbo con destino hacia el puerto comodorense.
Seguridad jurídica, incentivos y RIGI
Como sucede habitualmente en el sector petrolero nacional y local, especialmente desde la privatización de YPF, cada vez que una operadora inicia un proyecto de estas características busca que los estados provinciales aseguren la seguridad jurídica con extensos plazos en el tiempo de concesión, aporten incentivos fiscales bajando impuestos y se hace lo imposible por garantizar la paz social con los sindicatos involucrados.
En esa dirección dio rápidos pasos el gobernador Torres tras el anuncio junto a PAE, y con el Decreto 340/25 del pasado 10 de abril garantizó a la operadora la reconversión de la concesión de Cerro Dragón a una de hidrocarburos no convencionales.
Esa nueva concesión se extenderá por 35 años a contar desde este 2025 y podrá extenderse por otros 10 años más para completar 45 años y hacerla finalizar en el año 2070.
Una vez finalizado dicho plazo los yacimientos en cuestión volverán a manos del Estado provincial a través de Petrominera Chubut, activándose automáticamente las condiciones con las que se renegoció en el 2007 y por 40 años la concesión que Mario Das Neves acordó con PAE.
Para complementar la reconversión de la concesión Torres envió a la Legislatura provincial el proyecto de Ley 44/2025 con el cual aspira a que se lo autorice para reducir las regalías petroleras de la explotación no convencional al 9%, bajándolas en un 30% del 12% que rige hasta la actualidad, y manteniendo para la producción convencional el 12% de regalías y el canon adicional del 3% que se estableció en la Ley VII N°42.
Pero además elimina para el no convencional el pago del 3% de aportes especiales que se había establecido anteriormente como un canon extraordinario que las petroleras debían pagar al Estado provincial y que se coparticipaba con los Municipios, especialmente los relacionados a la actividad petrolera.
En el mismo Boletín Oficial del 15 de abril pasado el Ejecutivo publicó el Decreto 325/25 con el que redujo del 12% al 6% -una reducción del 50%- las regalías a pagar por PECOM por la producción convencional incremental que logre en el yacimiento Escalante - El Trébol y hasta el año 2035; para de ahí en adelante pasar a abonar el 9% de regalías y sosteniendo un descuento del 30%. Mientras que la por la producción básica que obtenga PECOM solamente abonará el 9% de regalías, con una reducción del 30% por los próximos diez años y cumplido dicho plazo abonará el 12% de regalías.
Asimismo, el proyecto del Poder Ejecutivo establece que PAE abonará en este mismo mes de abril -siete después de dictado el decreto y coincidente con un vencimiento (el 26 de abril) de 33 millones de la deuda generada por el BOCADE renegociado en el 2021- un total de 20 millones de dólares en concepto de Bono de Reconversión y lo mismo sucederá en abril del 2026 con una suma de idéntico monto, pero como Bono de Extensión de la concesión.
A partir del 2027 PAE se compromete a desembolsar 47,5 millones de dólares que se abonará en tres cuotas de: 15,8 millones de dólares en abril del 2027; 15,8 millones en abril de 2028 y otros 15,9 millones en abril de 2029.
Las inversiones de PAE para el no convencional en Chubut encajarían con el RIGI (Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones), con un límite mínimo de 200 millones de dólares, que puso en marcha la gestión nacional de Javier Milei y que busca potenciar la extracción hidrocarburífera y la minería en el país.
Uno de los principales problemas que abre la explotación no convencional de hidrocarburos es la relacionada a las cantidades de agua que demanda este tipo de explotaciones petroleras, mucho más en una región como la de la Cuenca del Río Senguer que se encuentra colapsada y con interrupciones casi permanentes del suministro de agua potable para las poblaciones del sur chubutense y el norte santacruceño.
La fractura hidráulica demanda de la inyección de grandes cantidades de agua mezclada con arenas y una multiplicidad de productos químicos que posibiliten romper la roca madre para que de allí surja el shale gas y el shale oil que se obtiene de los pozos horizontales en los que se concretan decenas de fracturas.
Según el Observatorio Petrolero Sur: "El promedio de consumo de agua de los pozos horizontales de Vaca Muerta ronda los 60 millones de litros. Los pozos de mayor longitud superan los 140 millones de litros. Según la información de la Secretaría de Energía de Nación, el consumo de agua dulce por el fracking en Vaca Muerta durante el período 2012 a 2021, fue de 45.461.707.000 litros. Para dimensionar esa cantidad pensemos en la manzana donde se ubica nuestra casa, de 100 metros de largo por 100 metros de ancho, conteniendo una columna de agua de 4,5 kilómetros de altura, es decir, 700 metros más alta que el volcán Lanín".
Al mismo tiempo que entra en conflicto el abastecimiento de agua en una región agotada por la falta de suministro para el consumo humano, se le suman los riesgos de contaminación de los acuíferos y las napas subterráneas que se encuentran por encima del nivel donde que concretan las fracturas.
En paralelo se suman los múltiples desechos contaminantes que genera el fracking en una actividad extractiva que en la medida que se intensifica demanda más agua y genera más residuos.
A ese esquema se agrega el alto nivel de sismicidad que se ha detectado en Vaca Muerta y sobre el que los expertos aducen que se relaciona directamente con la explotación de los no convencionales a través de las fracturas hidráulicas que se generan en las entrañas de la tierra.
En coincidencia con la llegada de la extracción de los hidrocarburos no convencionales en 2015 y la intensificación de su explotación en 2018 se registró un creciente número de eventos sísmicos en Vaca Muerta y las zonas que integran la formación no convencional, entre las localidades de Cutral-Có y Añelo. Según el Observatorio de Sismicidad Inducida (OSI) entre 2019 y diciembre de 2023 hubo 457 movimientos.
El esquema inversor apunta además a la reducción de los costos de producción, a partir del achicamiento de personal y la paz social que las compañías le reclaman a los gremios del sector.
Así como se desactivaron casi 3.000 puestos de trabajo en el norte de Santa Cruz, en Chubut también comenzó un proceso de contracción.
A los 290 despidos que dejó Halliburton con su salida intempestiva de la Chubut, se le sumaron otros 50 telegramas recientes de Weatherford; pero existen insistentes versiones que los retiros voluntarios en la porción chubutense de la Cuenca del Golfo San Jorge podrían ascender a 2.000.
En ese marco seguramente se avanzará en acuerdos para incorporar modificaciones en el Convenio Colectivo de Trabajo que ya existen en Vaca Muerta desde que el fallecido Guillermo Pereyra firmó, en 2017 y durante el gobierno de Mauricio Macri, con las operadoras.
En la CGSJ existen paralelismos con esas condiciones laborales a partir sendas adendas que se rubricaron en Chubut y el norte de Santa Cruz, pero podrían ser readecuadas para la puesta en marcha de los pozos no convencionales.
Esa flexibilización en Vaca Muerta, con extensas jornadas laborales inmersas en la multiplicidad de tereas para optimizar los tiempos de actividad, fue la que puso en superficie decenas de muertes obreras en los yacimientos y dispararon las alarmas que aún no han podido ser despejadas
La otra pata de estos esquemas es la paz social. Las empresas necesitan que los sindicatos contengan a los trabajadores para que no haya desbordes que desemboquen en huelgas, protestas y tomas de yacimientos como se produjeron a lo largo de casi una década entre los años 2006 y 2015.
Por ahora el proceso de ajuste en la cantidad de puestos de trabajo viene transcurriendo sin sobresaltos: los obreros se aferran al 120% de indemnización que les ofrecen los retiros voluntarios y a las promesas que si repunta la actividad podrán retornar a trabajar en el petróleo.
Si bien el shale gas puede ser una oportunidad a mediano plazo para la actividad petrolera de la provincia, porque se podrían incrementar los puestos de trabajo y la generación de regalías petroleras, no menos real resulta que se encienden interrogantes en el terreno ambiental y del abastecimiento del agua. Por otra parte, las necesidades de Chubut resultan más inmediatas que las soluciones en un plazo no tan cercano para hacer menos crítica la situación.