En los medios, Energía, Mundo

Revista “Time” dice que Francisco no posó contra el fracking sino contra la pobreza

18 Nov , 2013
Leonardo López - Redacción ShS  

La periodista especializada en política y religión Elizabeth Dias analizó en la versión online de la prestigiosa revista Time los motivos que impulsaron al Papa Francisco a aceptar tomarse una foto junto a Pino Solanas y Juan Pablo Olsson con una remera contra el fracking. Ver nota

En los medios, Mundo

El desarrollo del shale y el tight no es todavía una prioridad para Bolivia

12 Nov , 2013  

La exploración y explotación de recursos no convencionales como el shale gas y el shale oil aún no son la prioridad para Bolivia, a pesar que diversos estudios han demostrado que el pie de monte y el norte del país poseen riquezas de este tipo de energéticos.

Según el presidente de la estatal petrolera boliviana, Carlos Villegas, existen estudios que demuestran la existencia de no convencionales en Bolivia, pero “no hay una política de dedicarnos a la búsqueda de recursos no convencionales, porque tenemos gas convencional en cantidades suficientes, no es pertinente ahora entrar a este tipo de recursos”.

Misma opinión expuso el gerente de Evaluación de Recursos Hidrocarburíferos de YPFB, Luis Carlos Sánchez y alegó que para la compañía “no es prioridad en este momento”. No obstante, reconoce que “sí es importante empezar a hacer los estudios para que en un futuro estemos preparados, porque depende, sobre todo, de la evolución en cuanto a la disponibilidad de equipos, insumos y de las características mismas del play exploratorio en que se desarrolla”.

Sánchez explicó que la exploración para estos proyectos puede ser más factibles de encarar, incluso de menor riesgo que los convencionales, pero los costos que embargan las operaciones hacen que se restrinjan algunos proyectos.

Argentina, En los medios

Río Negro: Chevron puso en producción “excelente” pozo tradicional en Loma Negra

8 Nov , 2013
Redacción ShS  

El pozo de petróleo convencional operado por Chevron está generando 110 metros cúbicos diarios, “un volumen por demás auspicioso que pone en valor un bloque que hasta ahora había sido muy poco rastrillado”. El bloque se llama El Látigo y está dentro de la concesión Loma Negra ubicada entre 30 y 40 kilómetros de General Roca.

La noticia fue recibida con gran beneplácito por el gobierno provincial dado que la producción de esta perforación supera ampliamente la media de los “buenos pozos” de Río Negro, que está entre los 15 y los 20 metros cúbicos diarios.

“Creo que es el descubrimiento más importante del año, justo en un momento donde tenemos la renegociación de los contratos en marcha“, dijo el secretario de Energía de Río Negro Guillermo Gesualdo al diario Río Negro.

El pozo Ela 1001 se terminó en octubre y, desde el 22 de ese mes, está produciendo 110 metros cúbicos diarios. Constituye así el mejor descubrimiento del año y el tercero en volumen, después de otros dos pozos también de Chevron, que están en 170 y 120 metros cúbicos diarios.

Se trata de una producción de petróleo liviano (40° API) con bajo corte de agua y una relación gas-petróleo de 50 m3/m3 aproximadamente. Con estos valores, el aporte de este pozo representa un 50% de la producción actual del yacimiento Loma Negra, descubierto en 1997.

Fuentes consultadas por este diario indicaron que es posible que la semana próxima semana el gobernador Alberto Weretilneck recorra el yacimiento.

Este hallazgo y las expectativas sobre las potencialidades del yacimiento dan nuevo impulso a las previsiones sobre la llegada de inversiones al sector petrolero rionegrino. “Estamos en un buen momento, hay interés de empresas rusas, de empresas chinas e incluso de Belarús“, sostuvo Gesualdo.

En los medios, Mundo

BNK España invertirá 250 millones de euros para inventariar gas pizarra en Burgos

5 Nov , 2013  

La petrolera BNK España invertirá 250 millones de euros en los próximos cinco años en proyectos de exploración del subsuelo de la provincia de Burgos ubicada en el norte de la península ibérica. El programa se propone inventariar la cantidad de gas pizarra que podrían extraer utilizando la técnica de estimulación hidráulica mundialmente conocida como ‘fracking’.

El objetivo es confirmar los estudios teóricos, realizados hasta ahora, que concluyen que Burgos cuenta con el 18 por ciento del gas que se podría extraer en España mediante la técnica de explotación de hidrocarburos no convencionales.

La compañía dispone ya de dos permisos para realizar estos estudios en Burgos, concretamente en las áreas denominadas Sedano y Urraca. Asimismo, está a la espera de un tercero, en el que podrán comenzar las prospecciones en 2015, una vez conseguidos algunos permisos que faltan, entre ellos los de impacto ambiental, según informó ayer la directora de Comunicación de BNK España, María Jesús Gallego.

En la tarea de informar
La petrolera aseguró que la estimulación hidráulica es criticada “de forma injustificada y por informaciones erróneas o malintencionadas”. De hecho, BNK abre hoy mismo un punto de información permanente en Medina de Pomar, al norte de Burgos, próximo a la zona donde pretenden realizar las prospecciones.

La directora ha recordado que hay un millón de explotaciones de gas mediante fractura hidráulica en el mundo y “no han tenido problemas”, al tiempo que ha adelantado que el punto de información será también un centro de contacto con proveedores locales y posible mano de obra para los posibles trabajos que realice la compañía en Burgos.

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Argentina, En los medios

El shale permitió a YPF llevar la producción a 8.000 metros cúbicos de petróleo por día

4 Nov , 2013
Redacción ShS  

Así lo destacó el presidente de la comisión de Energía de la Legislatura de Neuquén, Luis Sapag, la semana pasada, al elogiar la gestión de la empresa nacionalizada y resaltar que sus logros productivos son los que impulsan los mejores resultados de la Provincia. “El resto de las empresas siguen en baja, aunque hay un freno, y el esfuerzo lo hace YPF”, sostuvo.

El referente del Movimiento Popular Neuquino (MPN) precisó que de 7 mil metros cúbicos por día que producía YPF en agosto del año pasado se observa un incremento que tuvo un pico de 8 mil metros cúbicos entre junio y agosto de este año. Aseguró que estos números positivos obtenidos por YPF tienen su explicación en el desarrollo de los no convencionales.

“La producción de petróleo crece porque aumenta el shale oil” dijo Sapag en coincidencia con los resultados revelados por la propia YPF hace unas semanas, cuando la empresa puntualizó que ya produce más de 10 mil barriles diarios en Vaca Muerta y destacó que su actividad en la zona ha venido incrementándose mes a mes, con más de 90 pozos perforados y 19 equipos de perforación en la zona. 

En los medios, Mundo

La mexicana Mexichem crece en Texas por precios competitivos gracias al shale

1 Nov , 2013
Redacción ShS  

En plena discusión de la reforma energética en México. el panorama financiero se tornó alentador para que los inversionistas del sector petrolero que comenzaron a planear aportes millonarios para proyectos relacionados con la obtención de shale.

Además, se fortalecen las posibilidades de integración entre los países norteamericanos, tal es el caso de la empresa Mexichem, propiedad del empresario Antonio del Valle, que mediante una asociación con la cuarta empresa exploradora y productora de gas del mercado estadounidense, Occidental Petroleum Corporation (Oxychem), busca convertirse en el proveedor número uno del mundo de tubería de PVC para agua.

En este sentido, Mexchem invertirá en Estados Unidos 750 millones de dólares para la construcción de una planta que podría entrar en operación en 2017. Estará ubicada en las instalaciones de Oxychem, en el sur de Texas y tendrá una capacidad de 500 mil toneladas anuales. En tanto, el costo total de construcción de la planta es de 1500 millones de dólares, que serán aportados en partes iguales: 750 millones de dólares Mexichem y 750 millones Oxychem.

Chuch Anderson, presidente de Oxychem, comentó que la revolución que está viviendo el mercado de Estados Unidos con el shale permite “un abasto confiable y competitivo a largo plazo a empresas o plantas como la que vamos a construir en la alianza estratégica con Mexichem”.

Como parte de una relación estratégica de suministro de largo plazo entre ambas compañías, se producirá etileno que se destinará principalmente a la elaboración de monómero de cloruro de vinilo (VCM), el cual será suministrado a Mexichem para la producción de policloruro de vinilo (PVC) y su posterior transformación en tuberías de agua.

“Este cracker de etileno fortalecerá la posición de Mexichem al aprovechar los costos competitivos de la energía e insumos en los Estados Unidos, resultantes del desarrollo del shale gas”, indicó Juan Pablo del Valle Perochena, presidente del Consejo de Administración de Mexichem.

La construcción de la planta se iniciará hacia mediados de 2014, por lo que se proyecta que iniciará las operaciones comerciales a partir del primer trimestre de 2017.

“La elevada integración entre ambas compañías, que va desde la boca del pozo (Gas) hasta la utilización de VCM como materia prima para la producción de tubería de PVC, también creará ventajas altamente competitivas en todo el mundo”, señaló Anderson.

¿Llega el ‘shale boom a México?
El gobierno mexicano pronostica que con la reforma el país pasará de una producción de 2.5 millones de barriles crudo promedio diario a 3 millones en 2018 y 3.5 millones o más hacia 2025. Igualmente en cuanto al gas natural la producción podría alcanzar los 8,000 millones de pies cúbicos en 2018 y 10,000 o más en 2025.

El director de Petróleos Mexicanos (Pemex), Emilio Lozoya, aseguró que esta propuesta presidencial incrementará la competitividad de Pemex y de las empresas instaladas en México.

“Actualmente Pemex invierte 25,000 millones de dólares al año en producción y exploración; lo ideal es que esta cantidad fuera de 60,000 millones de dólares, aunque para ello se necesita suavizar el régimen fiscal de la paraestatal”, agregó.

Desde finales de octubre, la propuesta del Ejecutivo permanece en discusión por parte de los distintos grupos parlamentarios que conforman la Cámara de Diputados. De aprobarse sería posteriormente enviada al Senado de la República.

Juan Romero Torres, presidente de la firma constructura Cemex México, aseguró que la reforma energética es la de mayor trascendencia en el país, y el crecimiento esperado es de 1 y 1.5% más en la economía, lo que permitirá también a las empresas proovedoras de insumos en la producción de hidrocarburos no convencionales.

“No está siendo un buen año, sin embargo, quisiera destacar que estamos muy confiados en que si las reformas se dan de forma adecuada, fundamentalmente aquella que atrae inversión al país de manera importante, que es la energética, vamos a ver a un México creciendo de forma importante y consistente en los próximos años”, indicó el empresario.

En los medios, Mundo

Chevron firmará un contrato en Ucrania para explotar no convencionales

31 Oct , 2013  

La empresa norteamericana Chevron arreglará, en los próximos días, los pormenores de un contrato para explotar hidrocarburos no convencionales en Ucrania.

La producción será compartida con la petrolera local Olesska y requerirá de una inversión inicial de US$ 10 mil millones. En este sentido, Shell ya había firmado, en enero pasado, un acuerdo de US$ 10.000 millones para la exploración y extracción de esquisto en Yuzivska en el este de Ucrania.

La megacompañía de EE.UU. y el gobierno de Ucrania firmarán una carta de intenciones en el foro económico regional de la Unión Europea que se celebrará el martes próximo.

Según informó el Ministro de Ecología ucraniano, Oleh Proskuryakov, Chevron tiene intenciones de explotar shale en la región desde mayo de 2012, pero algunos legisladores se opusieron a la iniciativa porque la empresa solicitó una licencia para la explotación por más de 50 años en el oeste del país.

Diputados de la región de Ivano – Frankovsk rechazaron los términos originales de la licencia en agosto de este año pero, un mes más tarde, aceptaron las modificaciones realizadas en la legislación. Ahora, las autoridades regionales otorgarán las licencias a cambio del 10% de los beneficios que obtenga la firma.

Los diputados de la región de Lviv también habían aceptado, la semana pasada, el acuerdo con la petrolera, lo que despeja cualquier obstáculo para el comienzo del trabajo. Por su parte, el Servicio Geológico del Estado de Ucrania difundió datos sobre las reservas de gas rico en Olesska, que podrían sumar entre 800 mil millones y 1,5 billones de metros cúbicos.

En los medios, Mundo

Estados Unidos apuesta por los recursos
no convencionales en América Latina

30 Oct , 2013  

América Latina es una de las regiones del mundo mejor posicionadas para convertirse en escenario de una “fiebre del esquisto”, o shale gas y Estados Unidos está interesado en participar de este nuevo horizonte energético para la región.

En un artículo de la BBC Mundo, firmado por Thomas Sparrow, se explica que en 2010 el Departamento de Estado lanzó una Iniciativa Global de Gas de Esquisto (GSGI, por sus siglas en inglés, ahora conocido como Programa de Compromiso Técnico de Gas no Convencional, Ugtep) enfocada en una de las técnicas más prometedoras y controversiales de los últimos tiempos: la fracturación hidráulica o fracking.

En diálogo con la cadena de noticias, fuentes del gobierno estadounidense aseguraron que el objetivo del proyecto es compartir, con países donde hay un alto potencial de exploración, la información que ha permitido a Estados Unidos convertirse en el país líder en el uso de esta técnica.

Se trata de una apuesta a través de la cual Washington invita a varios países del mundo -entre ellos algunos de la región como Brasil, Chile, México y Colombia- a discutir los beneficios de esta técnica que, está cambiando el mercado energético.

mapa de cuencas de shale en el  mundo

Otras voces afirman que Washington tiene un interés nacional claro al promover el fracking en la región para reducir la dependencia energética que algunos países latinoamericanos tienen con Venezuela.

El subsecretario adjunto de la Oficina de Recursos Energéticos del Departamento de Estado, Robert F. Cekuta, insistió a la BBC Mundo sobre que el proyecto no busca promover la tecnología sino fomentar una conversación global sobre esta. Según el funcionario, la idea fue establecer un sistema para que un país interesado en recurrir al gas no convencional encuentre una plataforma en la que Estados Unidos comparte su información y su experiencia.

El experto argumentó que cada país toma sus propias decisiones y Estados Unidos tiene que respetarlas. En su opinión, lo clave es tener una discusión educada sobre lo que involucra el fracking: desde los riesgos ambientales hasta las condiciones geológicas propias de cada país, pasando por el papel del sector privado o la atención a los grupos civiles locales.

“A través de la aplicación sensata de esta tecnología hemos visto un gran cambio en Estados Unidos, hemos visto un gran incremento en nuestra disponibilidad energética”, concluyó.

Antes de la llegada de Robert Cekuta, la persona que estaba encargada del proyecto GSGI era David Goldwyn, quien fue coordinador para asuntos energéticos internacionales del Departamento de Estado.

En ese puesto no sólo estuvo a cargo de la creación de la iniciativa sobre el gas de esquisto, sino que llevó a cabo diálogos energéticos estratégicos con países como México y Brasil.

A diferencia de Robert Cekuta, Goldwyn está convencido de que no se trata únicamente de fomentar las conversaciones. “Cuando uno está en el gobierno de Estados Unidos, en el Departamento de Estado, si algo no sirve a los intereses de Estados Unidos, entonces no debería estarse haciendo”, le dijo a BBC Mundo.

Consultados sobre los intereses particulares en América Latina Goldwyn señaló: “Reduce la dependencia potencial de algunos de esos países hacia Venezuela, que tiene las reservas más amplias de gas aunque no pueda realmente desarrollarlas”.

“Venezuela tiene enormes reservas pero no tiene capacidad de exportación de gas licuado natural, LNG. Fue muy exigente en cuanto a tener su propia tecnología y ahuyentó a Shell y a otros. Provee crudo subsidiado a sus vecinos (Petrosur y Petrocaribe) por razones políticas”, agregó.

Otro elemento de peso para Washington, según Goldwyn, es que la variedad de suministros en América Latina incrementa la prosperidad económica en el hemisferio y puede mejorar la seguridad energética.

Rodolfo Guzmán, experto en asuntos energéticos de la firma consultora Arthur D Little, explicó a BBC Mundo que a Estados Unidos quiere diversificar la oferta energética en el mundo, que actualmente está concentrada en el Medio Oriente, una región inestable.

Con su vasta experiencia en fracturación hidráulica, las empresas estadounidenses tienen un liderazgo en esta tecnología.

“Aparte de que las empresas estadounidenses se van a beneficiar, que es cierto, también hay un interés estratégico de largo plazo de ayudar a que se desarrollen nuevas regiones exportadoras de energía”, opinó Guzmán.

“Más allá de si se trata de fomentar un diálogo, como aseguró este funcionario, o si la iniciativa también responde a otros intereses de Washington, como sugirió Goldwyn, una cosa resulta incuestionable: Estados Unidos, el país que más ha desarrollado el fracking en el mundo, tiene sus ojos puestos en América Latina”, concluye el periodista de la BBC Mundo Thomas Sparrow.

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En los medios, Mundo

El ‘fracking’ podría convertir la geotermia en una de las principales fuentes de energía

28 Oct , 2013
Kevin Bullis | Traducción: Lía Moyas  

El uso de la fractura hidráulica ha hecho accesibles vastas reservas de gas natural. Ahora AltaRock, una start-up con sede en Seattle (EEUU), está desarrollando tecnología que podría lograr lo mismo para los recursos geotérmicos, y convertir una fuente de energía marginal en una de las principales fuentes de electricidad y calor que no emiten CO2 en Estados Unidos.

Este año, cerca del volcán Newberry en Oregon (EEUU), AltaRock demostró una parte clave de esa tecnología, un proceso similar a la fractura hidráulica. Dicha tecnología consiste en bombear un líquido a alta presión dentro de formaciones de gas de esquisto subterráneas para liberar el gas natural y el petróleo atrapados en ellas. El avance de AltaRock podría, por su parte, liberar el calor atrapado en las profundidades de la tierra. Al contrario que las energías solar y eólica, ese calor estaría disponible a todas horas y en cualquier condición climatológica.

Las plantas eléctricas geotérmicas actuales proporcionan una fracción diminuta de las necesidades energéticas mundiales. En Estados Unidos, uno de los mayores productores de energía geotérmica del mundo, la capacidad geotérmica total representa alrededor del 1% de la capacidad energética generada por el uso del carbón en el país.

El principal problema es que las plantas geotérmicas convencionales dependen de una combinación de características geológicas poco frecuentes. La piedra subterránea caliente tiene que ir acompañada por grandes cantidades de agua caliente o vapor de agua que se pueda bombear con facilidad a la superficie, donde movería unas turbinas de vapor para generar electricidad.

La formación rocosa tiene que ser lo suficientemente porosa para que el agua pueda circular, calentándose y enfriándose continuamente para mantener una central eléctrica en marcha. (A veces se usan bombas geotermales para calentar y enfriar viviendas, pero no son adecuadas para generar electricidad porque funcionan a temperaturas mucho más bajas).

A pesar de que las formaciones de este tipo no se dan con mucha frecuencia, la cantidad de calor almacenado bajo tierra es inmensa. Hay suficiente calor atrapado bajo Estados Unidos a la distancia de perforación adecuada (hasta 10 kilómetros de profundidad) como para cubrir las necesidades energéticas del país durante miles de años. AltaRock es una de entre varias empresas que intentan conseguir acceder a ese calor (ver “Uso de CO2 para extraer energía geotermal”).

La idea básica de la compañía es modificar la piedra para permitir que el agua fluya a través de ella (los investigadores denominan las reservas resultantes como sistemas geotérmicos mejorados o EGS por sus siglas en inglés). Para ello hay que bombear agua fría en la roca con precisión para expandir fracturas ya existentes en la piedra y que el agua circule a través de ella. Ya se ha intentado muchas veces antes, los primeros proyectos datan de hace varias décadas. Pero ha resultado difícil conseguir que fluyera una cantidad suficiente de agua caliente como para justificar el gasto de perforar un pozo y construir una planta eléctrica.

La solución de AltaRock toma prestado un truco de la industria del gas natural. Uno de los avances claves que ha permitido a las empresas producir cantidades económicas de gas natural de esquisto ha sido la posibilidad de fracturar la piedra en varios puntos a lo largo de un único pozo, lo que reduce el número de pozos necesarios. Se hace taponando temporalmente una parte del pozo para poder aplicar presión hidráulica a una sección y después pasar a otra.

Desde hace tiempo se sabe que aplicar este mismo método podría aumentar la producción de agua caliente de un pozo geotérmico. Pero no se pueden usar las misma técnicas para taponar el pozo que en la fractura hidráulica. Los pozos geotérmicos suelen estar más calientes y hay que adaptar la ingeniería a un mayor flujo de agua.

En esencia, lo que AltaRock ha hecho ha sido inventar un nuevo tapón. En un pozo cerca del volcán Newberry, ha demostrado que se puede taponar temporalmente un pozo geotérmico con un polímero especial. El material se degrada después de estar una cantidad determinada de tiempo en la roca caliente, lo que permite a la empresa pasar a otra zona del pozo. La empresa fracturó tres zonas separadas de un pozo gracias a esta técnica. En el futuro, en un proyecto a escala comercial, podría fracturar siete o más por pozo, lo que “serviría para reducir drásticamente los costes”, afirma la presidenta y directora tecnológica de AltaRock, Susan Petty. Afirma que esta tecnología podría ser clave para que la EGS fuera competitiva con el carbón.

Aunque la tecnología de AltaRock es un avance clave, la energía geotérmica a gran escala sigue estando en sus primeras fases. “La tecnología de AltaRock es importante, pero sólo es una pieza en el puzle”, sostiene el profesor de Sistemas de Energía Sostenible de la Universidad de Cornell (EEUU) Jefferson Tester. Explica que aún quedan varios desafíos de ingeniería y que para resolverlos hará falta que haya una financiación prolongada no sólo del proyecto de AltaRock, sino de varios más. Afirma que lo que se necesita es una masa crítica de demostraciones para probar a las empresas que las plantas eléctricas geotérmicas son una inversión segura. Calcula que para que la energía geotérmica suponga siquiera el 10% de la energía total de Estados Unidos aún faltan décadas.

Petty asegura que el pozo de Newberry podría estar produciendo electricidad para 2016, pero que queda mucho trabajo por hacer. El siguiente paso para AltaRock es perforar otro pozo cercano que forme una intersección con la roca porosa que ha creado con su técnica de fractura. Los ingenieros bombearán agua por el primer pozo, que circulará por la roca y se calentará. Después, saldrá bombeada por el segundo pozo donde se usará para producir vapor en una planta eléctrica.

En anteriores proyectos de EGS, han surgido varios problemas en esta fase. A veces el agua fluye demasiado rápido de un pozo al otro y no se calienta lo suficiente. Otras veces el agua desaparece por grietas no controladas de la piedra y jamás vuelve a aparecer. Para abordar estos problemas, AltaRock está desarrollando nuevas tecnologías de seguimiento del flujo del agua.

La compañía también está trabajando con General Electric en un proceso mejorado para generar electricidad usando agua caliente mejorando la trasferencia de calor del agua caliente a un fluido de trabajo que mueve una turbina. Este método podría aumentar aún más la producción eléctrica de una planta geotérmica.

Argentina, En los medios

Vaca Muerta significa autoabastecimiento
energético por más de tres décadas

28 Oct , 2013
Shale Seguro  

Entrevistado por Mario Mactas en su programa de Radio Simphony (91.3), el geólogo de la UBA Ernesto Gallegos, afirmó que el shale de Vaca Muerta sería suficiente para asegurar entre “30 y 40 años de explotación continua del recurso”. Además, el especialista sostuvo que “si se explota el recurso puede cambiar completamente la matriz energética de la Argentina, no solo para volver a una situación de autoabastecimiento sino para exportar hidrocarburos”.

Este es el principal argumento que impulsa a expertos políticos y empresarios a promover la explotación de los no convencionales y el diseño de una política energética que la acompañe. Argentina vislumbra la posibilidad de tener autoabastecimiento y también de instalarse como uno de los principales exportadores de energía a nivel mundial. Ese futuro depende hoy de la explotación exitosa de Vaca Muerta.

Ante las críticas esgrimidas contra el shale y sus supuestos efectos sobre el ambiente, especialistas en la explotación de hidrocarburos tratan de desmitificar algunas de las creencias de los detractores del “fracking”. Este es el caso de Ernesto Gallegos, especialista en minerología y petrología, quien planteó que la existencia de shale en Argentina se conoce desde hace muchos años y que “estamos ante una oportunidad única”.

El especialista señaló que hay “voces poco fundadas en la ciencia” que se oponen a la utilización de la técnica de fractura hidráulica, la única metodología conocida hasta ahora para la extracción del shale. “Se generan opiniones que no necesariamente están basadas en el conocimiento técnico-científico del tema, por eso hay tergiversación y surgen los movimientos en contra del desarrollo del país y de una herramienta que podría ser muy importante para el futuro”, aseguró.

Otro argumento para poner en marcha Vaca Muerta es la posibilidad de poner fin a la fuga de capitales que hoy significa la importación de energía,  hecho que, de continuar, complicaría la situación financiera del país en el futuro. “En este momento se está importando la energía en forma de gas a un precio que el país no puede sostener a lo largo del tiempo”, planteó Gallegos.

Argumentos débiles
Una de las críticas al acuerdo entre YPF y Chevron es la extensión de licencias que, tradicionalmente, duraron 15 años en la provincia de Neuquén. Sin embargo las particularidades de la técnica de explotación requieren de cambios en la normativa.

“A diferencia de los pozos convencionales, en los yacimientos de tipo no convencional el proceso de explotación va a durar mucho más. Se habla de entre unos 30 a 40 años de explotación continua del recurso”, explicó el experto.

Por último, Gallegos consideró que la película “La guerra del Fracking”, dirigida por Fernando “Pino” Solanas, “carece de fundamentos”. “Es evidente que se mueve mucho con demagogía y plantea una tergiversación política de los hechos, más que argumentos técnicos y científicos”, sentenció.