Reservas

Plantean realizar una auditoría de reservas de hidrocarburos

Más allá del promisorio recurso de Vaca Muerta, el Instituto Argentino de la Energía reclamó un reordenamiento de los activos que constituyen el inventario de reservas comprobadas.

“Las reservas comprobadas de hidrocarburos se encuentran en franca y crónica declinación lo cual constituye un verdadero Talón de Aquiles del sistema energético argentino”, afirmó con preocupación el Instituto Argentino de la Energía (IAE) en su reciente Anuario 2021. Ese trabajo muestra que en el último inventario, que publica la Secretaría de Energía correspondiente a 2020, las reservas comprobadas de petróleo significan un horizonte de agotamiento de 14 años, un valor sumamente bajo si además se tiene en cuenta que estas disminuyeron un 4,5% del total desde 2010.

La situación en materia de reservas comprobadas -aquellas técnica y comercialmente recuperables- es “ampliamente preocupante” afirmó el trabajo al reseñar que el análisis por cuenca revela que, con excepción de la cuenca neuquina que las incrementó en 56% en los últimos 10 años, en las restantes cuencas productoras se produjeron disminuciones que en promedio se ubican en 26% para el conjunto de las mismas.

La situación dista de ser clara para el conjunto de esas cuencas: la Cuenca Austral disminuyó 36% entre 2010 y 2020; la cuenca del Golfo de San Jorge 17.9%; pero otras como la cuenca cuyana y la cuenca de noroeste tuvieron una diminución en el inventario en los 10 años que se ubica entre el 58% y el 80% de las reservas comprobadas de petróleo que poseían en 2010.

El presidente del IAE y ex Secretario de Energía, Jorge Lapeña, explicó a +e que estos números “ameritan plantear, dentro de la política energética futura, la necesidad de encarar un reordenamiento de estos activos que constituyen el inventario de reservas comprobadas cuya propiedad pertenece en forma imprescriptible e inalienable a los estados según lo establecido en la legislación vigente y en la Constitución nacional, y el camino lógico sería encarar una Auditoria General de Reservas”.

Como explica Lapeña, las reservas comprobadas son las que realmente sirven para firmar contratos de largo plazo, que se pueden demostrar que están en condiciones técnicas de producción y en términos económicos para colocar a valores de mercado. Otras categorías son las reservas probables pero no cuantificadas en cantidades ni en costo económico de su aprovechamiento y las reservas posibles, que resultan mucho más inciertas.

“En la Argentina, hablando de Vaca Muerta, los recursos comprobados representan una cantidad muy baja de reservas tanto en gas como en petróleo. Lo que hay son recursos en una cantidad incierta”, señaló el ex secretario. En ese sentido, de acuerdo al último reporte de la Secretaría de Energía las reservas comprobadas de petróleo alcanzan los 383,2 millones de metros cúbicos, equivalente a una demanda de los 12 a 13 años del país, de los cuales 265 millones son de formaciones convencionales y 118 millones no convencionales de la Cuenca Neuquina. “Este es el dato objetivo. Lo demás son estimaciones optimistas que dicen que tenemos mucho recurso pero en una categoría que no podemos afirmar que sea económicamente realizable”.

Con el gas natural se evidencia una situación similar con 397.000 millones de metros cúbicos, de los cuales 183.000 millones son del convencional y 214.000 del no convencional y “esto también es muy poco para poder decir que la Argentina puede ser un gran proveedor mundial, porque los números no ayudan a sostener ese optimismo”, afirmó el experto al cuestionar “porqué la Secretaria de Energía no blanquea las reservas de shale en todas su categorías y porqué las empresas y los gobiernos provinciales tampoco hablan de este tema”.

Precisamente, un tema destacado por el Instituto y su presidente es que los yacimientos de petróleo y gas no convencionales “no están inventariados en ninguna categoría de reservas ni de recursos utilizados por la Secretaria de Energía de la Nación; y esto debe computarse como una grave omisión toda vez que la propiedad de esos esos inventarios corresponden al patrimonio de los Estados”.

Así, por ejemplo frente a la experiencia de los Estados Unidos donde las reservas de shale son fuertemente crecientes y representan el 70% del total de principal productor del mundo, Lapeña entiende que en este ámbito “la Argentina está floja de papeles y mientras esta contabilización no sea explicita, clara y auditable será difícil que cualquier productor pueda firmar con un tercero un contrato de suministro por un número de años estableciendo precio y obligaciones de entrega”.

Y en el mismo sentido agregó que “para salir de la incertidumbre hay que precisar los números mediante auditorias y hacerlas publicas, sino el país se esta engañando y se priva de información clave para poder determinar su futuro energético y el de sus políticas públicas”.

El gas neuquino

Las reservas comprobadas de gas aumentan únicamente en la cuenca Neuquina: son 56.2% superiores a las del año 2010 a la vez que crecieron a una tasa promedio anual del 4.6%, de acuerdo al trabajo del IAE.

Al igual que en el caso del petróleo, “la caída absoluta y tendencial en la mayoría de las cuencas convencionales de gas, revela la muy escasa exploración en estas áreas, y se correlaciona con la declinación crónica de la producción de gas natural convencional”.

La menor inversión en exploración redunda en un menor nivel de descubrimientos de nuevos yacimientos, lo que trae aparejado, indefectiblemente, una menor producción conforme el paso del tiempo debido a que los rendimientos decrecientes de los yacimientos.

La exploración en áreas poco exploradas de cuencas existentes, o en nuevas cuencas, ha tenido escaso desarrollo en Argentina en al menos los últimos 20 años, dando como resultado la extracción de hidrocarburos en yacimientos maduros y de alto costo de producción con rendimientos decrecientes.

De esto se desprende que “sin exploración de riesgo la producción hidrocarburífera convencional del país indefectiblemente seguirá su sendero de declinación en el mediano y largo plazo”.

Panorama por los pozos

La cantidad de pozos terminados arroja información complementaria sobre la actividad y la inversión hidrocarburífera y, de acuerdo al anuario del Instituto Argentino de la Energía (IAE) ha disminuido en los últimos 10 años de manera tendencial, llegando al nivel más bajo durante el 2020 a partir de los efectos de la pandemia. Sin embargo, en 2021 hubo un repunte y se terminaron 690 pozos: 590 de explotación, 58 de servicio, 19 de avanzada y 22 de exploración aunque continúan por debajo de los niveles históricos.

En 2011 se perforaron 77 pozos exploratorios que se incrementaron hasta 98 pozos por año en 2012. Desde ese año hasta 2021 se produce una disminución tendencial ininterrumpida en la cantidad de pozos de exploración hasta alcanzar los 22 pozos exploratorios terminados en 2021, esto es una cantidad 71,4% inferior a la del año 2011 con una caída promedio anual del 11,8%.

Los pozos de explotación han tenido una disminución absoluta del 42,8% en 2021 respecto de 2011, es decir, una disminución promedio anual del 5,4% en la última década. A su vez, en 2021 se observa un aumento del 95,7% respecto del año anterior.

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