RENTA PETROLERA. Con la actual relación de precios internacionales y costos internos, la renta petrolera promedio por barril en la Argentina rondaría los 4 dólares. Es decir, la renta total estaría entre los US$ 7,5 y 8 mil millones anuales.
PRODUCTIVIDAD. La de las áreas de interés secundario aumentó más que la de las áreas centrales.
Las primeras se recibieron con una producción promedio diaria de 2.387 m3/día. Hoy producen 4.104 m3/día: 72% más. Las segundas producían en promedio 15.166 m3/día y hoy producen 16.171 m3/día: sólo 7% más.
GASODUCTO A BRASIL. En Carta Petrolera de julio anticipamos su posible traza. Para unir la cuenca del Noroeste con San Pablo, su traza tendría una longitud de 2.500 kilómetros.Con 36 pulgadas de diámetro, podría transportar hasta 30 millones de m3/día de gas natural. El desarrollo del proyecto movilizará inversiones por aproximadamente US$ 6.000 millones.
PROXIMO INVIERNO. Este invierno los porteños volvieron a padecer escasez de gas en los días fríos.
El próximo invierno el sistema será operado por privados, pero para que la historia no se repita hay que darle una salida estructural al problema de las demandas pico invernales. Hace falta transportar más gas potenciando el sistema NEUBA y CENTRO OESTE. Pero también hace falta mayor eficiencia
del sistema, incorporando a la cadena del negocio gasífero el eslabón del almacenamiento. La inversión en la construcción de plantas de almacenamiento criogénico será un negocio rentable. Una planta con capacidad de almacenar 75 millones m3 de gas natural y de vender durante los consumos picos 7,5 millones m3/día en la zona de Capital Federal y Gran Buenos Aires, demanda una inversión de US$ 100 millones.
Reservas-Exploración: Datos oficiales
AÑO POZOS PRODUCCION RESERVAS Mm3
DE EXPLORACION Mm3/año
1984 127 27157 373407
1985 148 25983 368289
1986 89 24598 355056
1987 87 24268 357151
1988 100 25540 362470
1989 85 26055 344263
1990 78 27290 249600
1991 48 28300 238000
1992 * 32000 *
* Información no disponible.
Nota 1: El valor de producción para 1992 es estimado.
Nota 2: La caída de reservas del año 1990 responde a la auditoría realizada ese año.
Fuente: D.N.de Recursos.S.de H.
Si las reservas petroleras se mantienen, hacia finales de la década el país se verá obligado a importar petróleo. Aunque es una paradoja, a mayor éxito económico, más pronto será preciso importar. Con crecimiento sostenido, la curva de demanda alcanzará y sobrepasará a la oferta. Es cierto que para
mantener -o aumentar- el nivel de reservas habrá que incrementar la exploración. La responsabilidad es compartida: corresponde al sector privado, pero el Estado no puede desentenderse.
La inversión del sector privado en exploración y perforación de pozos estará ligada a consideraciones técnicas y económicas. Pero aun si es preciso importar petróleo, ello no significa necesariamente una catástrofe.
Cuando a un cincuentón se le explica que en los próximos treinta años tiene una probabilidad de morir de más de 90%, seguro que reacciona mal. El pronóstico se basa en estadísticas actuariales y es irrefutable, pero su consideración cuando todavía se goza de vitalidad y buena salud, no deja de ser odiosa. Valga la analogía con los pronósticos sobre descenso y agotamiento de las reservas petroleras en Argentina.
La industria petrolera argentina transita un período de transformación y crecimiento. 90.000 m3/día de producción constituye un récord histórico. Argentina producirá, en 1992, 32 millones de m3 de crudo; 12% más que en 1991. Con precios internos que reflejan las referencias internacionales y
costos de explotación beneficiados por la apertura de la economía, la rentabilidad promedio de la industria ha sido razonable. Con estos niveles productivos han existido interesantes saldos exportables.
Hoy, YPF y los petroleros privados absorben parte de la renta económica de la actividad. La diversificación de la oferta favorece la competencia aguas abajo. El consumidor de combustibles ha adquirido un nuevo protagonismo. Las distintas marcas compiten comercialmente para captarlo.
Hasta le ofrecen nafta ecológica. El escenario internacional de precios ha permitido reacomodamientos no traumáticos. Queda por ver la transformación de YPF, incluido el tema de la provincialización de los hidrocarburos, y el desenvolvimiento de la nueva industria gasífera. Mientras tanto, hay que esperar mayores resultados exploratorios del Plan Houston y augurar una amplia convocatoria al Plan Argentina.
En este contexto de bonanza, pronosticar que hacia fines de la década el país volverá a importar petróleo (balanza comercial petrolera deficitaria) aparece como un presagio pesimista y hasta cierto punto irritante. La obsesión del autoabastecimiento petrolero que dominó la estrategia sectorial durante varias décadas, rodea el pronóstico de connotaciones políticas y bloquea el análisis técnico del tema.
En primer lugar el pronóstico es formulado asumiendo la vigencia de las nuevas reglas de juego que gobiernan el mercado. La oferta de crudo en la Argentina hoy es función de precios (que siguen la referencia internacional) y de costos. La reinversión en la industria y especialmente la inversión exploratoria dependen de las utilidades que arroje la actividad. La demanda de crudo en el mercado interno es función del crecimiento del producto. A mayor crecimiento sostenido de la economía, mayor demanda de petróleo y derivados.
Asumiendo que el stock de reservas recuperables (238 millones de m3) puede mantenerse o aun incrementarse al crecer la recuperación de los yacimientos en explotación, y aceptando como hipótesis un escenario de precios y costos estables, la producción argentina tenderá a estabilizarse en el orden de los 32 millones de m3/año. La demanda crecerá en correlación al crecimiento del PBI.
De alrededor de 27 millones de m3 en la actualidad, hacia fines de la década alcanzará a la oferta.
Cuanto mayor sea el despegue económico argentino, más pronto la curva de demanda interceptará a la de oferta. Si modificamos los supuestos el cuadro varía. Sería lamentable desear que el país no tuviera que importar a costa del estancamiento de la economía.
Es deseable, en cambio, que Argentina descubra nuevas y significativas reservas. Hasta ahora el Houston tiene dos descubrimientos con comercialidad declarada, Olleros en Salta y Huantraico en Neuquén (está sujeta a aprobación Lago Fuego en Tierra del Fuego). Las posibilidades de descubrir nuevas reservas depende de la intensidad del ritmo exploratorio (deben perforarse 100 a 120 pozos exploratorios por año), lo que está atado a la evolución de los parámetros económicos que rigen el mercado, y a la realidad geológica de nuestras cuencas (lo que natura no da, Salamanca no presta).
La responsabilidad de la inversión en exploración de nuevas reservas recae en los actores del mercado petrolero. La decisión de inversión depende de valoraciones técnico-económicas. El Estado puede estimular la inversión resignando participación en la futura renta de la actividad (menores regalías, estímulos fiscales), pero les toca a los petroleros aumentar el stock de reservas
recuperables, que es el activo más preciado. Si Argentina vuelve a importar petróleo a fines de la década no habrá oscilaciones traumáticas con los precios del mercado interno que ya está internacionalizado. Las cotizaciones se referenciarán a la paridad de importación, como corresponde a las situaciones de déficit de oferta.
Finalmente, es relevante plantear estos temas ahora. Para el Estado, porque, aunque haya resignado protagonismo en la asignación de recursos del sector, debe aplicarse al planeamiento estratégico junto con los nuevos protagonistas del mercado. Para los empresarios petroleros, porque el nuevo papel impone una cultura de management distinta, que no siempre es sencillo asumir.
Los requisitos para que aumente la exploración.
Estabilidad y seguridad juridica. La estabilidad económica es condición necesaria pero no suficiente para atraer inversiones de riesgo asumiendo horizontes de 20 a 25 años de plazo. “Resulta imprescindible que los dos partidos políticos mayoritarios acuerden una política exploratoria común,
ya que los períodos de exploración exceden con largueza a los plazos de un gobierno.” Esto sumará, al “atractivo económico”, seguridad jurídica. Además se requiere adaptar y remozar la actual ley 17.319 de hidrocarburos.
Atractivo geológico. Hay que seducir a los geólogos, incorporando y sistematizando nueva información geológica, de manera de permitir remozados ejercicios de imaginación en la mente de estos profesionales. De ellos depende el primer “pasa o no pasa” de un proyecto de inversión exploratoria.
Atractivo económico. Se debe agregar a un atractivo geológico dudoso o complicado, un atractivo económico que posibilite o aliente la presentación de compañías petroleras decididas a correr con el riesgo exploratorio. Es decir, si queremos competir con otras áreas más favorecidas geológicamente, hay que aumentar el atractivo económico a través del manejo de variables como las regalías y el tributo fiscal. Entiéndase bien: no estamos hablando de otorgar subsidios o diferimientos o exenciones impositivas para que cualquiera se lance a explorar con plata blanda. Nos referimos a otorgar algunas franquicias (crediticias, impositivas, reducción de regalías, etc.) a las verdaderas
empresas petroleras que asuman los riesgos exploratorios, sabiendo que el premio está al final del camino, cuando la exploración haya alcanzado éxito comercial. Un parámetro que puede servir para desarrollar esta política es el número de pozos exploratorios que se perforen anualmente (ver cuadro Reservas, página 123).