Para comprender las causas de la pérdida de reservas de hidrocarburos y analizar las vías de solución, DEF dialogó con Nicolás Di Sbroiavacca, ingeniero en petróleo e investigador de la Fundación Bariloche.

-¿Por qué ha caído la exploración en hidrocarburos en nuestro país? ¿Cuál es la responsabilidad de las empresas operadoras?

-Frente a las retenciones a las exportaciones de crudo y teniendo en cuenta la alta aversión al riesgo minero que existe en Argentina, poco se ha hecho para buscar petróleo en nuevas fronteras. Teniendo en cuenta que no había gran rentabilidad y con la posibilidad de que Argentina se convirtiera rápidamente en un país importador, puede haber habido algún retaceo de la exploración para llegar cuanto antes a convertirnos en un país importador y, a partir de ahí, olvidarnos de la política de retenciones y tener un precio completo vinculado con el precio internacional, para recién entonces reflotar una política exploratoria.

-Desde el punto de vista geológico, ¿en cuánto influye la declinación natural de nuestros yacimientos maduros en la caída de las reservas de hidrocarburos?

-Hay yacimientos que ya tienen cien años de antigüedad. Lo que pasa es que siempre existen las llamadas “reservas en crecimiento”, que forman parte de una reinversión que se hace para justamente apuntalarlas y tratar de extenderlas en el horizonte lo máximo posible. En la década del 90 eso se realizó con éxito en algunos yacimientos, pero se ha desatendido en los últimos años. En un panorama de puja distributiva por la renta petrolera, esas inversiones se fueron dilatando. Lo que es innegable es que hay una declinación natural y estamos yendo dentro de las cinco cuencas que hoy conocemos hacia una depletación completa, pero tenemos veinte cuencas sedimentarias.

-¿Cómo ha influido el traspaso del dominio de los hidrocarburos a las provincias?

-Desde mi punto de vista, esa política ha seguido el principio “divide y reinarás”. Me parece que la Secretaría de Energía de la Nación se encontraba ya de por sí bastante desarticulada y con poca capacidad de policía y de gestión. Imaginémonos a nivel provincial… Lo que pasa es que se daban algunas situaciones donde todos ganaban, sobre todo al poner en valor al gas natural que se venía venteando fuertemente. En los 90 también se desalentaron las inversiones en grandes centrales hidroeléctricas, que son inversiones importantes, de maduración y de recupero de largo plazo. Tener un gas a bajo costo, que si se venteaba valía cero y si se turbinaba y se metía en una central a gas tenía un valor de electricidad, permitió poner en valor buena parte de esas reservas. Había algunas consecuencias positivas de esa política, pero la realidad es que hoy tenemos una matriz energética que depende cada vez más de los hidrocarburos.

INVERTIR EN NUEVA EXPLORACIÓN

-¿Qué ocurre con los hidrocarburos no convencionales y qué falta todavía para ponerlos en producción?

-Es un proceso que lleva un tiempo, que requiere de tecnología que en algunos casos todavía no ha sido probada. Por otro lado, hay que ver en cada yacimiento con qué equipo ir, con qué tipo de fracturante, si hay que poner arenas, cerámicos, arenas que estén recubiertas con resinas, ver cómo viene la productividad de cada pozo, etc. Hablar de cinco o seis años, como algunos técnicos en campo están planteando, es un tiempo prudencial. Hoy por hoy no podemos decir que esas son reservas y creer que está todo resuelto.

-¿Qué incidencia tiene el precio del hidrocarburo para desarrollar esas inversiones?

-Hoy, teniendo una empresa petrolera en manos del Estado, el Gobierno tiene una herramienta para hacer política petrolera. En una política de largo plazo, se podría reinvertir parte de la renta que se obtiene en un yacimiento en producción para ir a buscar hidrocarburos en áreas de más riesgo. Siguiendo un criterio de costo medio, podríamos plantearnos seguir extrayendo petróleo de Puesto Hernández, que puede tener un costo marginal de 8 a 12 dólares, y también de un yacimiento no convencional, con un costo de 50 dólares; el costo medio nos daría 25 dólares. Con una YPF estatal, estamos en mejores condiciones. La herramienta está; hay que ver cómo la usamos.

-¿Qué ocurre con el offshore argentino y cuál es el rol de Enarsa?

– El offshore es un gran desafío que tenemos. Evidentemente, si no miramos hacia el mar, nos estamos olvidando de reservas que pueden estar ahí esperando. Hasta que no se explore, con nuevas técnicas y equipamiento, no podremos saber realmente lo que tenemos. Me parece que el rol de Enarsa no cumplió acabadamente lo que se decía en la letra de la ley; terminó funcionando como “caja” para comprar gas o fuel oil y no como un lugar operativo. Quizás, a partir de la YPF estatal, Enarsa podría tener un nuevo rol y reactivar la exploración offshore.

UNA AGENCIA NACIONAL DE HIDROCARBUROS

-Usted sugiere la creación de una Agencia Nacional de Hidrocarburos. ¿Cuál sería el modelo?

-Tuve la experiencia de conocer el modelo noruego del National Petroleum Directorate (NPD), que recibe toda la información de las compañías que perforan, hacen sísmica, estudios o ensayos. Los técnicos de la NPD hacen sus propios estudios y convalidan, en paridad de condiciones con técnicos de las empresas que están operando los yacimientos, los perfiles de producción, cuánto petróleo queda por descubrir y cuánto por extraer. La NPD tiene además la característica de destinar parte de esa renta petrolera a generar unas primeras corridas sísmicas en áreas de alto, medio y bajo riesgo exploratorios y después lanzar los procesos licitatorios y otorgar las licencias. Mi inquietud apunta a tener una Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH) con esas características, con cuadros técnicos bien formados, bien pagados, que se sientan tentados y hasta orgullosos de pertenecer a una institución que sería una especie de órgano contralor y regulador del sector del petróleo y gas.