Perspectiva
El crecimiento de la explotación gasífera y petrolera, impulsado por el aumento de la demanda, no tuvo su correlato en descubrimiento de nuevos yacimientos, lo que llevó a una reducción sustancial en el horizonte de reservas de los energéticos.
Si bien desde los ’90 creció la producción de petróleo por el incremento de reservas conocidas y la exploración de nuevos yacimientos, las reservas no aumentaron en la misma medida que la producción, con lo que el horizonte de reservas se redujo de 14 años en los ’80 a un promedio de 10 en los ’90. Desde 1987 hasta 2004, las reservas crecieron de algo más de 350 millones de m3 a unos 425 millones de m3, mientras que la producción pasó de unos 27 millones de m3 a casi 40 millones de m3. Así lo revela un estudio de Key Market, especialista en investigación de mercados.
En el gas, la evolución de las reservas comprobadas mantiene un nivel constante en los últimos 15 años (unos 600.000 millones de m3), pero la producción experimentó un constante crecimiento, pasando de 19.000 millones de m3 en 1987 a 52.000 millones de m3 en 2004. Esto llevó a que el horizonte de reservas pasara de 36 años en 1987 a 12 años en 2004.
Composición del sector
Las etapas de la industria del petróleo están caracterizadas en upstream, transporte y downstream. El upstream alcanzó en 2004 los 41,03 millones de m3, con una producción (exploración y explotación) de 40,44 millones de m3 e importaciones de 590.000 m3. La mayor parte (30,79 millones de m3, 75,04%) fue al mercado interno, y una parte importante, pero menor (10,24 millones de m3, 24,96%) se exportó.
El downstream recibió 34,06 millones de m3, de los que 33,62 millones de m3 llegaron por la refinación y el petróleo procesado y los restantes 441.000 m3 fueron importados. El mayor volumen fue para consumo interno (16,66 millones de m3, 48,9%), una porción más chica a la exportación (6,17 millones de m3, 18,1%) y otra a lo que se denomina búnker, el consumo interno de las refinerías, los consumos petroquímicos y los cortes de gas oil y nafta (11,23 millones de m3, 33%).
Todo el upstream de gas, de 52.310 millones de m3, fue en 2004 de producción local. Al mercado se destinaron 33.868 millones de m3, a exportación 3.558 millones de m3 y a la industria y empresas de energía 3.369 millones de m3; el resto fue consumido en yacimientos, retenido en plantas, reinyectado o aventado.
Al downstream se entregaron 27.177 millones de m3 que fueron consumidos por la industria (33%), el sector residencial (27%), las centrales eléctricas (23%), GNC (10%) y otros (7%).
En cuanto a la composición de la matriz energética del país, la dependencia del gas creció de 38,7% en 1990 a 46,6% en 2002 compensando la caída de la del petróleo, que se redujo de 49% a 40,3%. En el mismo período, la energía hidráulica pasó de representar 3,7% a 6%, la atómica de 3% a 1,6%, la de carbón de 2% a 0,8% y las demás de 3,6% a 4,6%
Exploración y reservas
El estudio marca la fuerte caída en la actividad de exploración, la mayor actividad de producción, el crecimiento de las exportaciones y, consecuentemente, la disminución de las reservas.
Señala que una alta proporción de la superficie del territorio argentino presenta cuencas sedimentarias para prospección para hidrocarburos. De los 3.800.000 km2 de superficie total del país, 58% corresponde a cuencas comprobadas; de estas, 67% son continentales y 33% off shore. Aunque la Argentina es un territorio subexplorado, sus yacimientos son de tamaño mediano, explotación compleja, baja productividad y alto riesgo, lo que determina que sólo una pequeña parte se dedique a explotación. Las áreas no productivas representan 68%, las de alto y muy alto riesgo exploratorio 23%, las de mediano riesgo 6% y las de bajo riesgo apenas 3%.
En el país hay cinco cuencas productivas con un total de 425,21 millones de m3 de petróleo y 612.496 millones de m3 de gas. Las dos con mayores reservas comprobadas son la neuquina, con 161,93 millones de m3 de petróleo y 311.172 de gas (al 2004), y la del Golfo San Jorge, con 195 millones de m3 de petróleo y 38.048 de gas. La de menores reservas es la cuyana (28,88 millones de m3 de petróleo y 516 de gas), mientras que en el medio están la del noroeste (19,31 millones de m3 de petróleo y 124.511 de gas) y la Austral (19,21 millones de m3 de petróleo y 138.248 de gas).
Oportunidades y amenazas
El estudio señala que el envejecimiento de los pozos y la caída de las reservas hacen que sea prioritaria la inversión en exploración y destaca la llegada de Petrobras, con un gran expertise en exploración off shore, y el hecho de que este tipo de emprendimientos sean objetivo de la estatal Enarsa.
También indica que el aumento del precio del gas en boca de pozo es un atractivo para recuperar las inversiones en exploración, aunque subraya la necesidad de estudiar el punto de equilibrio para no afectar la demanda. Paralelamente, explicita que si bien las retenciones buscan destinar mayor cantidad de combustible al mercado local, la carga impositiva desalienta inversiones.
Teniendo en cuenta que se prevé una mayor participación del gas en la matriz energética y que sumando las reservas probadas y probables, hay 36 años de reservas, es deseable una mayor exploración. Igualmente, el estudio advierte que de solucionarse la problemática de la falta de gas, puede convertirse en “cuello de botella” la capacidad de transporte, por lo que también aparece como necesaria la construcción de un gasoducto troncal, gasoductos regionales y estaciones transformadoras.
Al mismo tiempo, señala que en los últimos años la explotación se realizó en áreas conocidas, cuya productividad tiende a declinar, y que de incorporarse nuevos yacimientos, sus efectos en la producción se verán en el mediano plazo.
Perspectivas y Tendencias
Entre las perspectivas y tendencias, el informe prevé un mayor incremento de las inversiones en gas que en petróleo, ante la tendencia del gas a acomodarse al precio internacional y el aumento de la demanda impulsada por un mayor parque automotor de GNC.
En cuanto a Enarsa, advierte que las principales áreas de gas y petróleo ya fueron adjudicadas y las concesiones más productivas vencen en 2017, cuando las áreas pasarán a manos de las provincias productoras, y que la exploración off shore, uno de los objetivos principales de la nueva compañía, necesita grandes inversiones.
Dado que está previsto que las reservas se mantengan en los niveles de 2003 porque aún con exploración los resultados recién se verían en el mediano plazo, plantea ¨coincidiendo con el estudio del sector de la Fundación Crear¨ que para que el Producto Bruto Interno (PBI) pueda duplicarse en 10 años hacen falta inversiones anuales por unos US$ 3.000 millones. Y que se requieren reglas claras para poder atraerlas.
Si no se realizan las inversiones necesarias inmediatamente, especialmente en los segmentos de exploración, explotación y transporte de gas, el informe sostiene que a mediano plazo habría problemas de generación eléctrica y en el crecimiento industrial, y que no se podrá sostener un crecimiento anual promedio de 4 ó 5% de la economía.
