Esos volúmenes, que estimó entre 10 a 15 millones de metros cúbicos diarios, “deberían venir de los proyectos ya en etapa de desarrollo o cercanos a entrar en ella”, sostuvo Kokogian en un artículo que publica la revista del Instituto Argentino de Energía “Enrique Mosconi” (IAE).

En la publicación “Proyecto Energético”, aparecida hoy, el especialista aseguró además que “el doble de esos volúmenes pueden provenir de proyectos de tight (gas de arenas compactas) y convencionales en todas las cuencas productivas”.

El experto consideró que el precio del gas estará “despegado” del mercado internacional, al menos en los próximos 5 años, y confió en que el incentivo de los precios, que comenzó con el no convencional en Neuquén, “se extienda a otras cuencas y al convencional”.

Sostuvo por otra parte que el off shore (costas afuera sobre el Océano Atlántico) “comenzó a moverse y es imprescindible hacerlo, pero hemos perdido una magnífica ventana de oportunidad cuando el petróleo estaba arriba de los US$ 100 el barril”.

Según el director de YPF, “bloqueamos toda posibilidad de explorar, poniendo todo bajo la ineficiencia patética de (la compañía estatal) Enarsa”.Sobre las perspectivas de Vaca Muerta, Kokogian destacó similitudes con los yacimientos de Estados Unidos, pero advirtió que “la gran diferencia entre ambos ambientes no es geológica, no es de subsuelo, es de superficie”.

"La diferencia es que arriba de los shales de EE.UU. está Estados Unidos, y arriba de Vaca Muerta está la Argentina, con todo lo que eso significa en condiciones legales, políticas, económicas, de acceso al financiamiento, competitividad, competencia, tecnología, etc.”, comparó.

Kokogian sostuvo por último que “hay millones de barriles de petróleo que requieren mucha más inversión de cerebro que de cash: es una asignatura pendiente de los yacimientos de la Argentina y creo totalmente subvalorada, o incluso invisible, en la toma de decisiones de alta gerencia del upstream”

El experto petrolero, y hoy director de YPF, Daniel Kokogian, estimó que el aporte de shale gas proveniente de la formación neuquina de Vaca Muerta “quizás llegue a un 10% del gas consumido en nuestro país en los próximos 3 a 5 años”.

Esos volúmenes, que estimó entre 10 a 15 millones de metros cúbicos diarios, “deberían venir de los proyectos ya en etapa de desarrollo o cercanos a entrar en ella”, sostuvo Kokogian en un artículo que publica la revista del Instituto Argentino de Energía “Enrique Mosconi” (IAE).

En la publicación “Proyecto Energético”, aparecida hoy, el especialista aseguró además que “el doble de esos volúmenes pueden provenir de proyectos de tight (gas de arenas compactas) y convencionales en todas las cuencas productivas”.

El experto consideró que el precio del gas estará “despegado” del mercado internacional, al menos en los próximos 5 años, y confió en que el incentivo de los precios, que comenzó con el no convencional en Neuquén, “se extienda a otras cuencas y al convencional”.

Sostuvo por otra parte que el off shore (costas afuera sobre el Océano Atlántico) “comenzó a moverse y es imprescindible hacerlo, pero hemos perdido una magnífica ventana de oportunidad cuando el petróleo estaba arriba de los US$ 100 el barril”.

Según el director de YPF, “bloqueamos toda posibilidad de explorar, poniendo todo bajo la ineficiencia patética de (la compañía estatal) Enarsa”.Sobre las perspectivas de Vaca Muerta, Kokogian destacó similitudes con los yacimientos de Estados Unidos, pero advirtió que “la gran diferencia entre ambos ambientes no es geológica, no es de subsuelo, es de superficie”.

"La diferencia es que arriba de los shales de EE.UU. está Estados Unidos, y arriba de Vaca Muerta está la Argentina, con todo lo que eso significa en condiciones legales, políticas, económicas, de acceso al financiamiento, competitividad, competencia, tecnología, etc.”, comparó.

Kokogian sostuvo por último que “hay millones de barriles de petróleo que requieren mucha más inversión de cerebro que de cash: es una asignatura pendiente de los yacimientos de la Argentina y creo totalmente subvalorada, o incluso invisible, en la toma de decisiones de alta gerencia del upstream”