La Argentina, cerca de quedarse sin reservas de gas y de petróleo

La exploración, base para el hallazgo de nuevos yacimiento, se desplomó. La mayoría de las empresas sólo perfora más pozos en las zonas ya explotadas y no invierten.
Por Randy Stagnaro
Las reservas argentinas de petróleo y gas están en franca decadencia desde hace años. En 1999 había un 25% más de petróleo y casi un 100% más de gas en reserva que hoy. Eso quiere decir que se extrajo más de lo que se repuso, incluso a pesar de que la producción de petróleo viene cayendo desde 1999 y la de gas se mantiene más o menos estable desde 2004. El año pasado, por caso, la cantidad de petróleo extraído duplicó al repuesto en las reservas, aunque la producción cayó un 5% frente a 2007.
Uno de los indicadores más claros es la relación producción/reservas: a un nivel dado de producción, las reservas ­sin nuevas incorporaciones­ durarán equis tiempo. En 1989, el horizonte era de 14 años para el petróleo y 32 años para el gas, hoy es de 10 y 8 años, respectivamente.
La única manera de incrementar las reservas es por medio de inversiones de riesgo, sea para explorar nuevos campos o para ampliar las reservas de los que ya están en producción. Pero después de la crisis de 2001/2002, las empresas petroleras las redujeron y las estatales (Enarsa y las provinciales) sólo han acompañado a las privadas como accionistas en las concesiones otorgadas y no realizan operaciones.
El último gran descubrimiento de petróleo fue El Trapial, en 1991, en Neuquén; en gas, hay que remontarse a Loma de la Lata, también en esa provincia, hacia 1978.
Luego, las nuevas reservas incorporadas siempre han entrado en dosis modestas.
Mientras tanto, la demanda de petróleo y gas se mantiene en niveles elevados porque no hay energía de reemplazo (nuclear, hidroeléctrica o biomasa). De continuar este cuadro, advierten los analistas consultados, el país perderá el autoabastecimiento y necesitará importar cada vez más hidrocarburos a medida que se van secando los actuales yacimientos.
El consenso que existe sobre cómo será el final de esta película se quiebra a la hora de analizar las causas, aunque aparecen tres factores constantes: la política oficial, las actividades de las empresas y la geología.
Para Jorge Lapeña, ex secretario de Energía del gobierno de Raúl Alfonsín, con la caída de reservas el país está pagando tributo a un modelo que se ha mostrado ineficaz para recuperarlas. “Antes, el Estado era dueño del recurso, YPF lo explotaba y Gas del Estado lo canalizaba, y en esa política centralizada estatal, los privados ofrecían bienes y servicios. Este modelo cambió con la privatización de 1992 y la reforma de la Constitución de 1994, por las que los privados y las provincias actúan sin ninguna coordinación. A este modelo le falta un timón”, dijo.
Y observó que esa falta de conducción derivó en que desde fines de los 90 las empresas petroleras pudieron destinar inversiones a extraer las reservas de petróleo y el gas sin hacer lo propio con la exploración para encontrar nuevas. “Nadie les indicó lo contrario”, afirmó.
“Eso es estricta lógica empresaria”, refutó Nicolás Gadano, autor del libro Historia del Petróleo en la Argentina y estudioso del tema. Según Gadano, el error fue haber impulsado una elevada demanda de gas sin que hubiera una oferta que la sustentase. “Cuando se decidió esta política gas-intensiva, se venía del descubrimiento de Loma de la Lata y se creía que habría otros similares que no llegaron a esa magnitud”, señaló.
Hasta fines de los 80, sostuvo Gadano, faltaban infraestructura y mercado para el gas. “A partir de los 90, se crearon en exceso, con gasoductos de exportación, plantas de fertilizantes y de industrialización del gas, nuevas petroquímicas, generadoras térmicas y el GNC. Ahora no hay gas para tanta demanda”.
Existe una relación directa entre la creación de infraestructura y el valor del crudo con el tamaño de las reservas. Petróleo y gas conocido pero sin salida por falta de infraestructura (oleoductos o gasoductos de transporte) no se consideran reservas probadas sino probables; lo mismo pasa si el costo de extracción es superior a la ganancia. “Un aumento en el precio del crudo o del gas permite explotar reservas con viabilidad económica que antes eran inviables; lo mismo pasa cuando se crea infraestructura y se generan mercados”, señaló Miguel Fryziak, de la consultora MVR, especializada en certificar reservas.
La pendiente
Los analistas, sin embargo, esperan que se produzca un incremento de las reservas tras el reciente acuerdo que aumenta el precio del gas doméstico, la puesta en marcha de los programas Petróleo Plus y Gas Plus y la firma del último contrato entre ocho petroleras y la Nación para construir un gasoducto a través del Estrecho de Magallanes. Las reservas probadas de gas de Tierra del Fuego son las más grandes del país y suman el 17% del total.
Entre 2004 y 2008, las reservas de gas de todo el país cayeron a la mitad y las de petróleo, un 16%. Eso es grave porque quiere decir que se está rompiendo el circuito. Sin exploración, no hay reservas probables; sin probables, se agotan las probadas.
“A un país le conviene la exploración porque agrega reservas nuevas”, señaló Daniel Montamat, consultor y ex secretario de Energía. Sin embargo, la exploración está por el suelo. Hasta 1999, los pozos de exploración representaban un promedio del 10,5% del total de perforaciones realizadas. A partir del año 2000, ese porcentaje cayó al 5%, con mínimos de 2% en 2002 y 2003. Para el decenio 2000-2009, el promedio se derrumbó a un mínimo de 39 pozos de exploración anuales. Esto explica la caída de las reservas. “El que no busca no encuentra”, sentenció Lapeña.
En realidad, la escasa reposición de reservas de los últimos años vino por el incremento de la tasa de recuperación in situ, es decir, en los yacimientos ya productivos.
“Las inversiones fueron para tecnología de recuperación secundaria y hasta terciaria, con las que se logra incrementar la cantidad de petróleo y gas extraíbles de un yacimiento”, explicó Montamat.
Ese fue el camino de Pan American Energy (PAE), una rara avis del sector, que entre 2004 y 2008 duplicó las reservas de petróleo de su concesión Anticlinal Grande-Cerro Dragón, ubicado entre Chubut y Santa Cruz, al tiempo que la producción de crudo creció un 20%.
Hoy allí se encuentra la mayor reserva de crudo del país, lo que llevó a PAE a liderar el ranking de reservas petroleras por empresa.
Total hizo lo propio en Aguada Pichana (Neuquén), al que le agregó un 26% más de reservas probadas de gas desde 2005 con trabajos de recuperación secundaria y terciaria. Tecpetrol incrementó las reservas de gas de Aguaragüe (Salta) un 17% entre 2004 y 2008 y mantuvo niveladas las de petróleo en El Tordillo (Chubut) en el mismo lapso. Como estos yacimientos están en producción, sostener el nivel de reservas indica que la reposición ha sido tanta como la extracción.
Pero de conjunto, las empresas petroleras no han mejorado el nivel de sus reservas y justifican su falta de inversión por las políticas del Gobierno nacional, “que nos desalentaron, por la vía del control de precios internos y las retenciones y los valores de corte a las exportaciones, y plancharon el precio del crudo y el gas”, según un directivo de una petrolera local.
Hay caídas de reservas fuertes, como las de las grandes petroleras Repsol YPF y Petrobras en sus yacimientos más importantes: siempre según la Secretaría de Energía, entre 2004 y 2008, Loma de la Lata perdió el 60% del gas en reserva y Puesto Hernández, el principal yacimiento de petróleo de Petrobras en el país, el 55%.
También hay un problema con la geología. A principios de los 60, por cada 100 pozos de exploración perforados se descubrían 71 millones de metros cúbicos de petróleo. En 2004, esos 100 pozos sólo agregaron 8 millones de metros cúbicos de reservas nuevas.
En el país hay contabilizadas 24 cuencas sedimentarias en tierra y en el mar. Sólo cinco están en producción y las otras han sido exploradas pero queda mucho por hacer. Eso sí, se trata de inversiones más caras y con mayor riesgo.
La nueva tecnología abrió un nuevo panorama para encarar el desafío geológico. El offshore asoma como una oportunidad “porque como se ha explorado poco, está la expectativa de que se puede encontrar un hallazgo importante”, refirió Montamat. Pero sólo las grandes pueden ir al mar. YPF, Petrobras, Total, PAE, Wintershall, Sipetrol y Enarsa son las que están invirtiendo. Y hasta ahora con resultado negativo: seis pozos perforados en el Atlántico Sur desde 2008 dieron muy pocos hallazgos.
¿Cuánta inversión se necesita para recuperar las reservas? No hay una cifra definida, pero algunos trabajos la ubican en una franja que va de los US$ 500 millones anuales sin offshore a los US$ 1.000 millones anuales con exploración en el mar. La cifra, que debería repetirse durante varios años para lograr resultados, suena lejana para las billeteras de las petroleras, de Enarsa y las provinciales.
En este cálculo estaría una de las razones por las que la ley de incentivo a la exploración, que permite deducciones fiscales pero obliga a asociarse a Enarsa en la inversión, quedó en el olvido. “Esa ley fue un fracaso porque el problema es mucho mayor al del ritmo de depreciación de un activo en el balance”, observó Gadano.
Con offshore o sin él, los analistas plantean que hacen falta “reglas de juego claras en materia de precios y mercados”. Montamat agregó la elaboración de una estrategia de largo plazo “que saque al sector de la trampa cortoplacista que le propone el Gobierno”.
Si no se incrementan las reservas por la vía de nuevos yacimientos, la producción de petróleo y gas seguirá estancada o declinará. La solución de más pozos en un mismo yacimiento provoca que las reservas se terminen antes.
La falta de reservas, en definitiva, puede llegar a tener un costo económico mucho más elevado que las inversiones necesarias para recuperarlas, porque a medida que se agoten y los pozos dejen de producir, quedarán sin uso los equipos petroleros y las contratistas cerrarán.
Finalmente, una empresa petrolera vale por lo que tiene en reservas. Recientemente, las petroleras chinas CNOOC y CNPC mostraron interés en comprar Repsol YPF debido a su amplio abanico de reservas en el norte de África, Arabia, la Argentina y otros países de la región. La pregunta es si la eventual venta de la principal petrolera que opera en el país servirá para incrementar las reservas o sólo tendrá por objetivo extraer las actuales para alimentar la enorme maquinaria productiva china.
Fuente: iEco