La metáfora que suelen utilizar los especialistas en temas de hidrocarburos para explicar la caída de reservas en nuestro país es que estamos colocando “varias bombillas en el mismo mate”, lo que implica que, lejos de ampliar el horizonte exploratorio, las empresas productoras se han limitado a extraer petróleo y gas de cuencas que muestran un grado de madurez evidente.
Argentina cuenta actualmente con cinco cuencas productivas, que abarcan una superficie total de 590.400 kilómetros cuadrados, lo que representa únicamente el 32% del área explorable del territorio y de la plataforma continental. El restante 68% está conformado por 1.254.600 kilómetros cuadrados, distribuidos en otras 19 cuencas.
Respecto de estas últimas, si bien es cierto que hasta ahora los pozos perforados no han arrojado resultados positivos, el geólogo Gualter Chebli señala, diálogo con DEF, que “en la mayoría de los casos la exploración es de antigua data” y “la tecnología empleada entonces ha sido en los últimos tiempos ampliamente superada”, por lo que sería aconsejable avanzar en nuevas perforaciones antes de apresurar conclusiones respecto de la viabilidad de su explotación.
CUENCA POR CUENCA
Cuenca del Noroeste. Predominantemente gasífera, la producción de esta cuenca –que abarca un área de 78.500 kilómetros cuadrados– tuvo un importante despegue a partir de 1951, tras el descubrimiento de hidrocarburos en Campo Durán (Salta). En la década del 90, a partir de la desregulación del sector, se construyeron dos gasoductos de exportación a Chile: GasAtacama, que entró en funcionamiento en 1999, y el Gasoducto NorAndino, inaugurado en 2000. Desde entonces la caída de las reservas en esta cuenca ha sido abrupta: entre 2000 y 2010 perdió el 71,5% de sus reservas de gas, lo que se explica por la incidencia que tuvo la significativa caída en los yacimientos salteños Ramos (–89,9%) y Aguaragüe (–60,1%). En el caso del petróleo, el descenso fue del 79,2%. Se trata, según coinciden los especialistas, de una cuenca madura que está dando claras muestras de declinación.
Cuenca Cuyana. Con una superficie total del orden de los 43.000 kilómetros cuadrados, es la más pequeña de las cinco cuencas productivas argentinas y se caracteriza por ser predominantemente petrolera. Su desarrollo cobró importancia a partir de la década del 30, con el inicio de las actividades exploratorias de YPF en la zona de Cacheuta, y tuvo un hito fundamental en la inauguración de la refinería de Luján de Cuyo (Mendoza) en 1940. A pesar de la declinación productiva de la última década, las reservas de petróleo solo sufrieron una caída del 3,3%. En cambio, las escasas reservas de gas de esta cuenca tuvieron un significativo crecimiento entre 2000 y 2010, al pasar de 733 millones a 1081 millones de metros cúbicos.
Cuenca Neuquina. La explotación de esta cuenca, de unos 115.000 kilómetros cuadrados, se inició en 1918, a partir del hallazgo de petróleo en Plaza Huincul. En lo que se refiere a su historial gasífero, el principal hito fue el descubrimiento del yacimiento Loma La Lata en 1977, que concentra actualmente el 13% de reservas totales de gas del país. A fines de la década del 90, tal como sucedió en la Cuenca del Noroeste, se inauguraron dos gasoductos de exportación a Chile: Gas Andes, puesto en marcha en 1997, y el Gasoducto del Pacífico, en 1999. En los últimos diez años, esta cuenca ha perdido el 59,5% de sus reservas de gas natural y el 54,5% de las de petróleo. Fue determinante en este proceso de declinación de Loma La Lata, que tuvo una caída del 72,9% en sus reservas probadas de gas y del 41,4% en sus reservas de petróleo.
Cuenca del Golfo de San Jorge. Se trata de la mayor cuenca petrolera del país, con una superficie total de 170.000 kilómetros cuadrados. Su explotación se remonta al año 1907, cuando se perforó exitosamente el legendario pozo 2 de Comodoro Rivadavia. Alberga actualmente el mayor yacimiento petrolero de la Argentina, Cerro Dragón, descubierto en 1957. La Cuenca del Golfo de San Jorge constituye una excepción en el gris panorama que enfrenta el país en materia hidrocarburífera, ya que en la última década incrementó sus reservas de crudo en un 46,3%, como resultado del buen desempeño de Cerro Dragón, cuyas reservas probadas ascendían a 40,4 millones de metros cúbicos en 2000 y, diez años después, alcanzaron los 136,3 millones de metros cúbicos, lo que representa un incremento del 237,3%. En ese mismo período hubo un aumento del 17% en las reservas de gas de esta misma cuenca, que también se explica por la muy buena performance de Cerro Dragón.
Cuenca Austral. En producción desde 1949, abraca un área de 146.000 kilómetros cuadrados y es predominantemente gasífera. La producción comercial de petróleo se inició en la década del 60. En 1982 se produjo el hallazgo de Hidra, que entró en producción en 1989, conviertiéndose en el desarrollo del primer yacimiento costas afuera de nuestro país. Luego fue el turno de los campos gasíferos offshore Carina y Aries, que actualmente concentran el 13,5% de las reservas totales de gas del país y que en los últimos diez años registraron una caída de solamente el 6% en sus reservas probadas. Sin embargo, el descenso total de las reservas de la Cuenca Austral entre 2000 y 2010 fue del 42,4% en materia de gas y del 50,1% en petróleo. La merma se explica fundamentalmente por la abrupta caída de las reservas en las áreas santacruceñas pertenecientes a la Cuenca Austral, que fue del 62,5% en el caso del gas y del 56,3% en materia de petróleo. También fue significativa la caída de reservas en las áreas fueguinas, que en el caso del gas fue del 52% y en el del petróleo fue del 49,8%.
LAS PROPUESTAS DE LOS EXPERTOS
En 2005, en el marco del IV Congreso de Exploración y Desarrollo de Hidrocarburos organizado por el Instituto Argentino del Petróleo y del Gas (IAPG), un grupo de 108 profesionales ligados a esta industria, conformado por geólogos, ingenieros, abogados y economistas, dio a conocer un documento con una serie de ideas encaminadas a incentivar la exploración de nuevas áreas productivas en el país. Entre las propuestas formuladas, destacaban la prórroga de los actuales contratos de explotación de hidrocarburos vigentes –que vencen entre 2016 y 2017– a cambio de inversiones de exploración de alto riesgo; la diferenciación en los plazos de los permisos exploratorios entre áreas de frontera y cuencas productivas; y la reducción de los porcentajes de retenciones en los casos de volúmenes descubiertos como consecuencia de la exploración o de la incorporación de tecnología que optimice los parámetros de producción.
En otro orden, los especialistas promovían la existencia de un banco de datos único y público que almacene toda la información disponible sobre hidrocarburos en el país, misión que el Congreso encomendó en 2004 a Enarsa y que se encuentra mencionada en la ley que dio origen a esa empresa estatal de energía (“Base de Datos Integral de los Hidrocarburos”). Reclamaban, además, el “reprocesamiento” de la información existente sobre las denominadas “áreas de frontera” a partir de la nuevas metodologías y tecnologías, lo que redundaría en una mejora de la calidad de los datos y una aceleración de los procesos evaluatorios por parte de las empresas interesadas. Por último, aconsejaban la conformación de consorcios de empresas con la idea de reducir la “exposición al riesgo” que conlleva este tipo de inversiones en exploración.
Ampliar el horizonte exploratorio sigue siendo el gran desafío de la Argentina. Será fundamental, en ese sentido, el rol que asuman las provincias como titulares de los recursos, tras la reforma constitucional de 1994, plasmada en la sanción de la denominada “Ley Corta” en 2007. Algunos distritos, como Neuquén, están haciendo bien sus deberes y han dado muestras de tomarse en serio esta nueva responsabilidad. Sin embargo, no todas las administraciones provinciales han tenido el mismo celo a la hora de gestionar los permisos de exploración, lo que ha provocado el ingreso de actores sin antecedentes en esta industria que no han concretado las inversiones comprometidas. Es un llamado de atención, en el camino hacia una gestión seria, inteligente y transparente de los recursos hidrocarburíferos de nuestro país.
