Serie: Economía, Recursos Naturales y Energía

Documento de trabajo N°:17

Las reservas de gas natural ante los crecientes requerimientos de los mercados

internos y de exportación*

Juan J. Novara

Fecha: 31 de julio de 1998

* se ruega no citar. Se agradecen comentarios.

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Las reservas de gas natural ante los crecientes requerimientos

de los mercados internos y de exportación

Resumen

Actualmente las reservas económicamente recuperables de gas natural parecen

suficientes y un adecuado y sostenido nivel de suministro no justificaría inquietarse por el futuro.

Sin embargo alrededor del 2006, o aún antes, podrían presentarse situaciones de desequilibrio

regional por cuencas, entre los volúmenes brutos de extracción alcanzables y los suministros

requeridos para satisfacer plenamente a los mercados internos y de exportación. La cuenca

neuquina experimentará la mayor presión sobre las reservas remanentes, en tanto que la

subcuenca marina austral deberá desempeñar sin demora un rol más activo, ampliando la

capacidad de transporte del gasoducto troncal del sur. Ante los niveles de requerimientos

proyectados entre el 2005 y el 2010 el problema de asignación entre mercados se torna crítico, y

la sostenibilidad de una producción creciente dependerá de un gran esfuerzo de exploración

previo para reponer las reservas consumidas. Es necesario prestar mucha atención a los

cambios en la estructura de los costos unitarios por cuencas y su influencia en los precios del

gas natural en boca de pozo.

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1. Antecedentes y naturaleza del problema

A partir de la desregulación de la actividad de producción de hidrocarburos, en más de una

oportunidad, se ha manifestado preocupación por el nivel de las reservas (particularmente de

petróleo), dado el sostenido ritmo de extracción observada, bastante por arriba de las necesidades de

autoabastecimiento del país. Más aún cuando el precio internacional de ese combustible venía

cayendo, hasta tocar su mínimo histórico en los últimos veinticinco años. Pero el petróleo es un

producto con un gran mercado mundial, donde por largo tiempo un país podrá importar los

volúmenes faltantes, si deviniese deficitario.

No ocurriría lo mismo para el caso del gas natural, ya que tiene un mercado de alcance

decididamente regional. El abastecimiento continuo de una determinada área dependerá

fundamentalmente de lo que pase con los flujos de producción del o los países exportadores netos de

la región. En el cono sur, sólo Bolivia y Argentina cumplen con esa condición, hasta que se disipe

la incertidumbre acerca del verdadero potencial de los recursos gasíferos de Perú y su posterior costo

de desarrollo.

Mientras que Brasil es un importador neto al que no le alcanzarán sus propias reservas, ni

aún con el auxilio de todas las excendentarias de Bolivia, Chile y Uruguay dependen exclusivamente

del gas natural argentino. Pretender abastecer a los tres importadores sin un aporte predecible de

Perú es una estrategia muy riesgosa para Argentina. Contamos con un muy desarrollado mercado

interno con precios netos que actualmente son, en boca de pozo, significativamente más altos que

los comparativos de exportación, y volúmenes que seguirán creciendo, aunque no a las altas tasas

iniciales esperadas para algunas de las mayores zonas de exportación.

Los factores que impulsan el desarrollo de proyectos de importación de gas natural desde

Argentina son muy claros. Las ventajas económicas y ambientales especialmente en la generación

de energía eléctrica y en su uso por grandes industrias son tales, que todos nuestros vecinos están

decididos a alcanzarlas. Esa voluntad se manifiesta en la profusión del número e importancia de las

inversiones privadas comprometidas en distintos gasoductos, así como en la rápida adopción de los

ciclos combinados en Chile, Brasil y, muy pronto, Uruguay. Estas plantas garantizarían un piso del

volumen diario a transportar, canalizado la financiación de la inversión en transporte, aunque el

resto de los potenciales usuarios tarde más en ser captado por el tendido gradual de las redes de

distribución urbanas.

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Por otra parte, si bien nuestras reservas probadas y las que se pueden ir convirtiendo en esa

categoría desde las probables y posibles, en el agregado parecen suficientes para atender

simultáneamente los requerimientos internos y los derivados de los permisos de exportación ya

concedidos, la crisis de los bajos precios del petróleo significará una segura reducción de las

ganancias de las empresas, y un flujo de caja más reducido para soportar las inversiones

programadas en el desarrollo de nuevas reservas de petróleo y gas natural. Con más razón sufrirían

un severo ajuste los planes de inversión en exploración, particularmente de petróleo y su gas

asociado.

La baja de los precios internacionales del crudo significa también que los combustibles

derivados, a sustituir por el gas natural argentino, resultarán más competitivos mientras dure esa fase

de oferta mundial excedente. Por lo tanto, una mayor competencia regional por asegurarse el

suministro de gas argentino, no necesariamente querrá decir mayores precios básicos para nuestros

productores. Hasta puede darse el caso de proyectos de gasoductos rivales que conduzcan a una

disipación de renta del recurso natural.

La ocasión resulta propicia para intentar un análisis de los problemas que se le podrían

presentar al sector productor del país si, como es previsible, los precios internacionales del petróleo

permanecen deprimidos por unos años más y la mayoría de los gasoductos de exportación siguen

adelante con sus programas. Facilita esta suerte de prognosis la existencia de información

razonablemente confiable acerca del nivel y distribución de las reservas de gas natural, por cuenca,

así como proyecciones de demanda alternativas de la Secretaría de Energía y Puertos para el período

1997-2010, coincidente con el estudio de estimación de reservas y potencial exploratorio que más

adelante se trata.

La organización y el contenido del trabajo son como sigue: en la sección dos se presenta y

discute la definición y criterios de estimación de los volúmenes de los diferentes categorías de

reservas de gas y del potencial exploratorio, y los volúmenes agregados de reservas por cuencas, con

una primera interpretación de esos resultados. En la tercera sección se mencionan las proyecciones

de la demanda interna y externa que se vienen manejando, y los requerimientos de extracción anual

que exigirían. (Aquí se introducen algunos factores técnicos de corrección para hacer compatibles

las mediciones de producción con las de transporte y distribución). En la cuarta sección el análisis de

seguridad de oferta interna o garantía de efectiva disponibilidad del gas se evalúa por distintos

indicadores, señalándose los puntos débiles y falacias de interpretación económica de la relación

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física, reservas y producción, y argumentos utilizados en círculos de la industria. Finalmente se

identifican los problemas más significativos detectados y sus implicancias para el futuro de la

actividad.

2. Las reservas probadas, probables y posibles de gas natural

a. Definiciones e interpretaciones de su alcance

En principio se definen como reservas de gas natural (y líquidos condensados) al volumen

estimado de estos hidrocarburos que se espera poder recuperar en el futuro de reservorios conocidos

a partir de información geológica y de ingeniería, en las condiciones económicas actuales (de

precios, costos, tasas de interés, tipo de cambio, impuestos, tasas y regalías, entre otras variables)

con un nivel dado de tecnologías y el supuesto adicional del las mismas regulaciones legales,

administrativas y ambientales.

En consecuencia, las cantidades (volúmenes) indicados son aproximadas y su grado de

precisión, o si se quiere, el margen de error de la estimación, dependerá de la combinación de más de

una función de probabilidad con que se pueda aproximar el riesgo asociado a la actividad, según la

cuenca y yacimiento donde se lleve a cabo. Por lo tanto no existirá certeza sobre los volúmenes que

se estimen, y la confiabilidad disminuye a medida que el conocimiento geológico y la información

técnica y económica son menos completos y/o inciertos. Es también claro que las reservas son

continuamente revisadas en función del tiempo transcurrido (habrá extracción positiva que restar) y

del arribo de nueva información sobre conversión de categorías, revisión y extensión de reservas o

nuevos descubrimientos.

Por recomendaciones internacionales para estandarizar y hacer comparables los sistemas de

clasificación de reservas y su evaluación, las mismas se definen de acuerdo al grado de

incertidumbre (de menor a mayor) en tres categorías: (i) Reservas probadas o comprobadas; (ii)

Reservas probables, y (iii) Reservas posibles.

Si bien las recomendaciones emanadas del Congreso Mundial del Petróleo y de la Sociedad

de Ingenieros en Petróleos (SIP) en 1987 y las emitidas posteriormente, en 1993, por la Sociedad de

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Petróleo de Canadá (SPC)1 contienen definiciones y normas de clasificación y estimación de

reservas muy parecidas y compatibles, su aplicación a un caso particular no garantiza idénticos

resultados; y pueden variar. Por otra parte, la globalización e interdependencia de los mercados de

capitales obliga a las mayores empresas petroleras y gasíferas del mundo (y de nuestro país), a

certificar los volúmenes de reservas de acuerdo con las normas del organismo regulatorio más

influyente en las Bolsas de Valores donde las empresas cotizan sus acciones o desean hacerlo. En los

EE.UU la (SEC) Security and Exchange Commission, es la autoridad de referencia que define el

alcance de las reservas comprobadas con mayor estrictez que bajo los criterios de la (SIP) o de la

(SPC). Esto tiene consecuencias que se irán explicitando en el análisis.

Adicionalmente los requerimientos contables e impositivos de cada país pueden hacer variar

los criterios para evaluar las reservas, en sus distintas categorías, creando cierta confusión aún entre

los especialistas en evaluación de reservas. Aún cuando las diferentes empresas de un país declaren

su adhesión a la misma definición y clasificación de reservas, la diversidad de métodos de

estimación de los volúmenes y la confidencialidad de la información interna, nos obliga a ser cautos

con las estimaciones de reservas no corroboradas por uno o más organismos especializados

independientes y de reconocido prestigio. La independencia de una estimación y el fin que persigue

su presentación son aspectos cruciales para su objetividad.

Para precisar las definiciones, sin repetir en cada una la enunciación general de los factores

condicionantes incluidos en la conceptualización inicial, son reservas probadas (o comprobadas)

las cantidades estimadas que con “razonable certeza” van a recuperarse, con un nivel de confianza

en alcanzar los volúmenes indicados en un período previamente definido superior al 90 por ciento2.

En cambio las reservas probables son cantidades estimadas de gas natural (por sobre las

probadas), atribuibles a acumulaciones o depósitos conocidos que según datos geológicos y de

ingeniería se demuestran recuperables con una “probabilidad razonable”. Esta expresión “o menor

certidumbre de su existencia que en las reservas probadas”, según la (SIP)) significa que el grado de

confianza en recuperar los volúmenes estimados es por lo menos del 50 por ciento. Las reservas

posibles son cantidades estimadas cuya base de información geológica y de ingeniería es menos

completa aún que en el caso anterior, ya que “podrían razonablemente” recuperarse en los años del

1 De Sorcy, G. J. y otros: “Definitions and guidelines for classification of oil and gas reserves”. Journal. Canadian Petroleum. Tech; Mayo, 1993.

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período de la estimación. En términos probabilísticos, la confiabilidad (promedio) en el volumen

estimado de reservas posibles es superior al 5 por ciento.

Una primera implicancia de las apreciables diferencias en el grado de confianza para

recuperar los volúmenes estimados para cada tipo de reserva es que, en un momento dado (por

ejemplo: julio de 1998), los volúmenes de distintas categorías de reservas no pueden sumarse, en

especial sin un análisis económico del problema, que se puede hacer con la ayuda de algún modelo

de evaluación de riesgo o mediante el uso de distribuciones de probabilidad del recurso in situ (o del

conjunto de reservas), que permita calcular ciertos parámetros característicos de la distribución. (El

valor esperado o el volumen más probable a recuperar del total de las reservas, serían dos ejemplos).

Si se visualiza el proceso de producción de gas natural como uno de continua conversión de

las reservas probables en probadas y de las posibles en probables, mediante un flujo de inversión

adecuado en cada etapa hasta llegar al desarrollo de las reservas y su efectiva disponibilidad para la

extracción en el momento en que se las requiera, sería lógico ir adicionando los volúmenes de las

mismas hasta la tercera categoría. El agregado de reservas puede interpretarse como la base de

reservas por cuenca y del total del país. Esa base, de concretarse, haría posible (o no) atender los

requerimientos del consumo interno, y los compromisos de exportación para un determinado

número de años, u horizonte del análisis. Una representación esquemática y simplificada del proceso

de conversión de reservas para su disponibilidad para la extracción se ilustra en la gráfica siguiente:

Esquema simplificado del proceso de conversión de reservas y extracción

Gas Natural Producido Descubierto No Descubierto Reserva Probadas Reservas Probables Reservas Posibles Recursos Extracción •Desarrolladas Potencial Año (t) xxx especulativo •A Desarrollar xx xxxx Producción xxxxx Acumulada Exploración Años (1 a t) Años (t+1) a (t+n) 2 Aquí se ha preferido utilizar la terminología empleada por los técnicos de Mobil Oil E&P Corp. para la clasificación de las reservas; Ver: J. A. Patricelli y C. L. McMichel: “Un enfoque integrado para la estimación de reservas” Journal of Petroleum Technology; Jan. 1995.

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Para completar la presentación de los volúmenes de reservas, es habitual acompañarlas con

el potencial exploratorio de los recursos aún no descubiertos y que la actividad de exploración

futura puede llegar a incorporar, sea para reemplazar las reservas que van cambiando de categoría a

medida que las probadas desarrolladas son extraídas, o para engrosar las otras dos categorías y

viabilizar la continuidad del negocio.

El potencial especulativo de recursos de gas natural se define, según la terminología de

Móbil, “como las cantidades de gas natural localizadas en trampas no comprobadas, provincias no

perforadas o reservorios más profundos subyacentes a campos productivos donde se considera que

las condiciones geológicas son favorables”. Los volúmenes potenciales, de existir, podrían

eventualmente recuperarse. Pero primero hay que descubrirlos, y eso depende de la probabilidad de

éxito geológico. En general el potencial especulativo de recursos se determina mediante la

aplicación de procedimientos estocásticos de estimación a uno o más modelos geológicos de la

existencia del recurso y su probable distribución por tamaño. Cuando no se usan métodos

probabilísticos se suele indicar el rango (mínima y máxima) de los volúmenes de recursos de gas

natural y condensados que un determinado esfuerzo de exploración podría llegar a descubrir.

b) La distribución de reservas por categorías y por cuenca al 1/1/97

Los datos de reservas que más adelante se detallan surgen diferentes fuentes. Las dos

primeras categorías provienen de los registros de la SEyP al 31 de diciembre de 1996. Las reservas

probadas en su mayor parte han tenido un proceso de verificación, por certificación de auditorias, en

tanto que las probables son el resultado de las declaradas por cada empresa (u operadores), sin que

se pueda asegurar que los criterios de estimación y, en especial, el nivel de confianza adoptado para

cada uno de los volúmenes por empresa resulte ser el mismo3.

En cuanto a las reservas posibles (de las que las SEyP no lleva registro), son el resultado de

su agregación a nivel de cuenca proveniente de un importante grupo de empresas petroleras y

gasíferas que representaban más del 90 por ciento del volumen de producción, y una participación

aún mayor en las reservas probadas y probables. De modo que, aún cuando esta tercera categoría no

3 Por comentarios en la prensa (Tecnoil...........: Aumentaron las Reservas de Gas Natural) la SEyP aclaraba que cada empresa “tiene un concepto particular de la probabilidad” de recuperación de las reservas probables.

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reúna la información del universo de empresas u operadores, su cobertura es suficientemente amplia

y la posible subestimación mínima.

Como la cuenca cuyana tiene muy poco peso estadístico como productora de gas natural

(0,1 por ciento del total del país) o en su potencial de recursos por descubrir, se la deja de lado.

Aunque es evidente que la exploración, así sea dedicada preferentemente a la búsqueda de gas,

también hallará líquidos (petróleo y condensados) que pueden mejorar sustancialmente las

perspectivas económicas del prospecto, y hacer más factible la inversión adicional para llevarlo al

estado de reservas. Sin embargo, por la naturaleza del problema que nos ocupa sólo se presta

atención aquí a los volúmenes de gas natural.

Las principales cuencas sedimentarias productoras de gas son la Neuquina, la llamada del

Nor-Oeste (CNO.)4, la Austral o de Magallanes y, en mucho menor cantidad la del Golfo de San

Jorge, básicamente petrolera. En la cuenca Austral conviene distinguir tres áreas por sus diferentes

participaciones en la distribución de las reservas, y en especial en el potencial exploratorio de sus

recursos gasíferos. Son las de Tierra del Fuego (terrestre), la de costa afuera (cuenca marina austral)

y Santa Cruz (I y II) en tierra firme.

Reservas de gas natural por cuencas y categorías en mil millones de m3 [109 m3]* al 1-1-97

Cuenca Volumen de Reservas Totales Participación Relativa (%)

y/o área Probadas Probables Posibles de Reservas Rp1 Rp2 Rp3

Noroeste 173,1 109,1 88,8 371,0 25,2 44,4 31,5 Neuquina 341,1 75,5 19,3 435,9 49,7 30,7 6,8 Austral 155,5 48,7 164,4 368,6 22,6 19,8 58,3 TdF (Terrestre) 30,5 0,8 0,3 31,6 4,4 0,3 0,1 Sta Cruz 35,9 13,9 6,4 56,2 5,2 5,7 2,3 Marina 89,1 34,0 157,7 280,8 13,0 13,8 55,9 Golfo S. Jorge 17,2 12,4 9,7 39,3 2,5 5,1 3,4 686,9 245,6 282,2 1214,8 100 100 -.-

*. Para evitar confusiones se ha optado por el prefijo mil millones o millardo.

Rp1 = Reservas Probadas; Rp2= Reservas Probables; Rp3 = Reservas Posibles

Fuente = SEyP y G& A: (1997) para Reservas Posibles

4 La cuenca del Nor-Oeste está compuesta por las subcuencas de Tarija y Orán que son contiguas y parcialmente superpuestas con depósitos del cretácico, carbonífero y devónico, siendo las dos últimas las más prolíficas en gas natural.

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De la simple observación de los datos surge con nitidez la enorme importancia absoluta y

relativa de las reservas probadas de la cuenca neuquina, ya que representaban casi el 50 por ciento

del total de esa categoría. En segundo lugar se halla la CNO. con un poco más del 25%, y tercero la

cuenca Austral con el 22,6%, donde sobresale el área costa afuera. Cuando se pasa a las reservas

probables, la CNO. surge como la más importante (44,4%) desplazando a la neuquina (30,7%) y

bajando a poco menos del 20% en la austral, por efecto de las muy bajas reservas probables

registradas en el área TdF terrestre.

En la distribución de reservas posibles (las de menor grado de confianza en la estimación),

la cuenca marina austral resulta dominante con casi un 56% del total de las reservas de esa

categoría, seguida por la cuenca Nor-Oeste con el 31,5%, y cae sustancialmente la participación de

la cuenca neuquina al 6,8%, que señala un fuerte desequilibrio entre los extremos de sus categorías

de reservas. Esto podría atribuirse tanto a la seguridad a corto y mediano plazo que brinda a los

operadores un volumen alto de reservas probadas y probables, como a resultados no demasiados

promisorios (en volumen) del esfuerzo reciente de exploración, dado que los descubrimientos de

yacimientos de mayor tamaño ya han sido efectuados. Sin considerar los recursos especulativos

potenciales, es razonable esperar que en unos pocos años (alrededor del 2005/06) la cuenca

neuquina pierda su liderazgo en el stock de reservas remanentes de gas natural, aún cuando no en su

participación en la extracción.

Si se mira al agregado de las tres categorías de reservas, con las precauciones antes

enunciadas, en 2 a) la cuenca neuquina contaba, a enero de 1997, con cerca del 36% de las reservas

totales del país, con una participación mucho más cercana de la CNO. y la Austral (especialmente el

área costa afuera) que detentan poco más del 30% cada una. En virtud de la composición de

reservas y su distribución actual por categorías, se podría visualizar un mayor equilibrio productivo

futuro. Pero puede ser ilusorio, ya que no es suficiente contar con un gran volumen de reservas

(aunque sean comprobadas), si no se pueden desarrollar por falta de financiamento, competitividad

interregional o restricciones de transporte.

Los analistas financieros internacionales critican con frecuencia, que en Argentina los

informes sobre reservas comprobadas no suelen distinguir entre las desarrolladas y las que no lo son.

Las primeras deben ser producibles, cuando al operador se lo exija y efectivamente entregables

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(despachables) a uno o más puntos de entrada a gasoductos (troncales y/o de distribución). Lo

mínimo, sería contar con una evaluación completa de la formación y de su proyecto de inversión en

desarrollo, incluyendo la proyección del flujo de caja. Las estadísticas de reservas agregadas por

cuencas, tal como es usual que se publiquen, no aclaran esta importante distinción. Sí lo hacen, en

cambio, algunas de las principales empresas petroleras del país, distinguiendo las subcategorías de

reservas probadas por el grado de desarrollo y producibilidad. Pero esa información es confidencial

o de circulación restringida, aunque conocida por la industria.

c) Los recursos potenciales exploratorios

Para finalizar esta sección se hace referencia a los resultados de un estudio de fines de 1997,

donde se estima el potencial de los recursos adicionales de gas natural que se podrían descubrir en

un período de quince años (1997 a 2011)5.

El esfuerzo exploratorio (una de las variables claves), se expresa en términos del número de

pozos a perforar en cada cuenca o subcuenca y los volúmenes estimados resultan de la aplicación de

un modelo de simulación de hallazgos. La cantidad a descubrir aumenta con el número de pozos

pero no en relación lineal, y los volúmenes -para igual nivel de esfuerzo- disminuyen al aumentar el

grado de confianza exigido en la predicción, que va del 10 al 90 por ciento. Las cantidades que

figuran en el cuadro que sigue corresponden a la distribución de recursos por descubrir por cuenca,

dados el número de pozos, las restricciones de formación y profundidad que se analizaron y los

indicadores de éxito exploratorio (supuestos constante), con un nivel de confianza (de esos

volúmenes) del 50 por ciento.

El método estadístico se deriva de un modelo bayesiano para predecir los futuros

descubrimiento de hidrocarburos. En este caso, gas natural, en cuencas y áreas con respuesta

histórica conocida (y/o reinterpretada). El supuesto básico del o los modelos geológicos es que la

naturaleza tiende a reproducir las mismas tendencias de tamaño y distribución de las acumulaciones

que a lo largo de toda la historia exploratoria del país. Pero la cantidad esperable a descubrir del

recurso in situ tiende a declinar con el avance de la exploración en el tiempo. La aplicación al caso

5 Gafney, Cline&Asoc. (GC&A): “Recursos de Gas Natural que surgen de la exploración 1997-2011” Buenos Aires, Noviembre 1997.

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argentino utilizó la información de los resultados y enseñanzas de la perforación exploratoria de los

últimos 88 años.

Se podrá discutir (y hay varias razones para hacerlo), si la metodología aplicada es la más

adecuada y realista para el caso, teniendo en cuenta los grandes avances incorporados por las

empresas en las técnicas de exploración, la investigación de nuevos esquemas conceptuales de

modelos geológicos y la exigencia técnica, por razones económicas de costo-eficiencia, en demostrar

la existencia de uno o más sistema petroleros y/o gasíferos antes de comprometer recursos en

perforar en un determinado sitio. También si el dejar fuera las áreas menos conocidas y no

contemplar la exploración profunda en la cuenca neuquina no limita demasiado el ejercicio. Sin

embargo, eso excedería los objetivos y alcances de este trabajo.

Un juicio inicial es que, en principio, los volúmenes agregados de recursos potenciales están

dentro del rango estimado por otros informes anteriores (de 1994 y 1995), menos elaborados y más

especulativos originados en la misma industria, aún cuando se advierten diferencias en las áreas y

niveles a explorar, en la distribución de los volúmenes de recursos por descubrir y en la intensidad y

tipo de esfuerzo exploratorio. El hecho de que la SEyP se refiera al estudio de GC&A (sin citarlo),

en especial a sus conclusiones, es una buena razón para discutirlo6.

Potencial de Recursos de Gas Natural a Descubrir (1997-2011) En mil millones de m3 (109m3)

Cuenca o Subcuenca Esfuerzo Exploratorio; Volumen Relación Distribución Restricción N° Pozos en Gas Natural* Gas/Petróleo Eqv. % de Recursos Nor-Oeste (paleozoico) 45 245,0 90,8 34,9 Neuquina (no profunda) 800 215,6 66,3 30,7 Austral (Sta. Cruz) 150 13,4 81,2 1,9 Austral (Marina) 30 223,5 64,6 31,9 Golfo de San Jorge 300 4,2 12,6 0,6 1325 701,7 -.- 100,0 Fuente: GC&A, noviembre de 1997. *Nivel de Confianza promedio: 50%. No se computan los recursos de petróleos, que pueden estimarse en funciones de la relación G/P.

6 SEyP: La evolución del sector gasífero argentino en el futuro “Revista Mercado Eléctrico, Año VI, N° 29 Febrero de 1998 pág. 60/61.

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Aunque el nivel de esfuerzo exploratorio esperado (número de pozos anuales) no excedería

el observado en los últimos años, parece muy optimista en los casos de las cuencas neuquina y del

Golfo de San Jorge, en función de las tendencias previsibles en el precio internacional del petróleo y

el menor nivel de beneficios (rentabilidad) futura de las principales empresas petroleras. Este es un

aspecto crítico de todo plan de inversión en exploración, lo que puede significar, como mínimo, un

retraso y “repriorización” del programa exploratorio para todo el país.

Vale la pena advertir que el volumen de gas natural que se podría llegar a descubrir por la

actividad exploratoria es prácticamente igual a las reservas probadas, ya que alcanzaría los 700 mil

millones de m3. De ellos el 35% provendría de horizontes profundos de la CNO., casi el 31% de la

cuenca neuquina y el 32% de la zona costa afuera de la cuenca austral. Esta tiene petróleo conjunto

en una proporción equivalente mayor de un tercio (apenas por debajo de la neuquina), en tanto los

hidrocarburos de la CNO serían más de 90% gas natural. La más promisoria de esas tres cuencas, en

términos de volúmenes adicionales en áreas contiguas aún no exploradas, es la marina austral. Pero

esa posible ventaja geológica y de costos futuros de extracción hoy está severamente constreñida

por la falta de capacidad de transporte en el gasoducto troncal que está saturado.

3. Las proyecciones de la demanda interna y los requerimientos de exportación

La mayoría de los informes, opiniones de la industria y estudios especiales con proyección

de volúmenes de utilización del gas natural en los mercados internos y externos habla de demanda

cuando en gran parte se trata de requerimientos físicos. Para establecer y proyectar los niveles de

demanda esperados se debería, al menos, especificar los precios en boca de pozo y en punto de

entrega a los usuarios finales y el sendero temporal de los mismos para alcanzar los volúmenes

transables correspondientes. Para ser creíbles las obligaciones de entregar y recibir ciertas

cantidades deben ser cubiertas por contratos, o por un acuerdo de renovación o intención de compra

a futuro. De igual manera, no se puede hablar de oferta (regional y agregada) de gas natural tratado,

sin que intervengan los precios acordados y/o solicitados por los productores, especialmente para los

mercados de exportación, ya que el interno está muy desarrollado y es mucho más previsible en sus

tendencias.

En consecuencia, los volúmenes anuales y sus equivalentes diarios de gas (que se proyectan,

a intervalos irregulares del año 2000 al 2010), son una mezcla de compromisos en firme con

posibilidades, más o menos inciertas, de renovar operaciones y concretar nuevos negocios de

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exportación con cada gasoducto que inicie su construcción. El problema, entonces, no se plantea en

términos de precios y cantidades de equilibrio temporal entre la demanda de gas natural por redes,

en mercados económicamente interrelacionados, sino tan sólo de adecuación (compatibilidad,

coherencia) entre las proyecciones de requerimientos y la capacidad real de producción argentina (en

su agregado) para atender los volúmenes a suministrar en cada destino en los próximos 13 años

(1998 a 2010). A pesar de las fuertes limitaciones del método el ejercicio no deja de ser útil,

especialmente para los gobiernos nacional y de provincias, los reguladores, los diferentes intereses

de la industria y, en especial, los usuarios ya que se pueden identificar problemas y riesgos futuros

que de otra manera no se podrían detectar.

Tratar de explicar todos los supuestos y consideraciones que se utilizaron para proyectar los

volúmenes requeridos de gas por redes (básicamente metano) con destino al mercado interno y de

exportación, y qué niveles de suministros brutos serían necesarios para atender esos mercados

llevaría demasiado espacio. Sin embargo es preciso aclarar algunos criterios básicos implementados

y la mecánica del cálculo, para orientar al lector en la interpretación del cuadro final de

proyeccciones (ver Cuadro 3).

La base de la proyección parte de los resultados observados de la demanda efectiva y la

respuesta productiva del año 1997, con el aporte del gas importado desde Bolivia y el registro de los

volúmenes exportados por los dos gasoductos habilitados a Chile (Magallanes y Gas Andes). Para

satisfacer la demanda final, los productores deben extraer una cantidad de gas natural (sin tratar)

bastante mayor de la que llegará a destino. En 1997 una parte importante del gas extraído (26,1%)

era utilizado en la misma zona de producción. Otra parte menor del gas ya tratado es un insumo de

las transportadoras (TGS y TGN), como combustible para alimentar los compresores de impulsión

de gas en la red. Como en todo sistema de flujos gaseosos hay fugas, pérdidas en líneas, gas no

contabilizado y varias diferencias debidas al proceso de medición7.

7 El gas que sale de los pozos contiene sustancias no deseadas como CO2, SO2, agua y sustancias inertes, que hay que controlar y desechar y gases ricos (butano, propano, etano) que se separan -en las plantas de tratamiento- como subproductos más valiosos que el metano, el componente principal del gas por redes. El volumen extraído de los yacimientos se mide en metros cúbicos con independencia de su poder calórico, pero los entrados al sistema de transporte y distribución deben expresarse en m3 de 9300 kcal. Este proceso de conversión de diferentes unidades de medidas es una de las razones de la frecuente discrepancia estadística que se observa aún entre las mismas instituciones encargadas del control o regulación de la actividad. Sin embargo las diferencias no son sustanciales.

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Técnicamente para que llegue una unidad dada (1 m3 de metano de 9300 kcal.) a su destino

geográfico y usuario final, es necesario extraer un volumen bruto de gas natural significativamente

mayor, aún cuando no se compute como producción la reinyección a los yacimientos, que vienen

creciendo en el tiempo. A la fracción correctora le llamamos factor de ajuste.

Para mantener criterios similares a los seguidos en la industria, el factor de ajuste contempla

el gas consumido en el yacimiento, el retenido en plantas de tratamiento, el no aprovechado

(venteado), y el utilizado como combustible por los gasoductos troncales y de distribución, más

pequeñas fugas y pérdidas en líneas. Quedan fuera otros items y diferencias por conversión calórica

o medición, por lo que el factor de ajuste utilizado, en todo caso, subestima los suministros

necesarios en boca de pozo.

Para dar un ejemplo de la aplicación del factor de ajuste, si los usos en zona de producción,

lo retenido en planta y el combustible para transporte significan un 16% de la extracción bruta, para

atender la demanda de una unidad se necesita producir 1,19 (1,00 ÷ 0,84), que no es poca cosa. Las

diferencias por contemplar (o no) ese factor en la estimación del esfuerzo productivo para satisfacer

una demanda dada son significativas. De igual manera, se requiere corregir (hacia arriba) el cálculo

de los volúmenes de suministro en boca de pozo para atender los mercados externos, cuando las

exportaciones se expresan como flujos medibles en destino (city gate), que es la forma usual de

estimarlos.

En la proyección de los requerimientos y demandas firmes del mercado interno, por

categoría de usuarios se utilizaron las tasas anuales de crecimiento emanadas de la SEyP en 1997,

que para control aparecen en la última columna (I-A) de la primera sección del cuadro que se

comenta. La base de la proyección son los volúmenes consumidos por categoría de usuarios en

19978. Al revisar la proyección se puede advertir que se produciría un aumento agregado de los

consumos -entre puntas- de más del 72%, y un cambio en su estructura ante el mayor crecimiento

del gas para generación eléctrica (ciclos combinados), así como del GNC. El consumo de gas por la

industria perdería la primera posición a manos de las generadoras de electricidad. El consumo

residencial crecería más lentamente, aunque a una tasa superior al 3%, que no es desdeñable.

8 En usinas se incluye el gas consumido por las plantas localizados en los mismos yacimientos.

16

Es probable que la industria en su conjunto no demande los volúmenes proyectados si el

país no crece a las tasas supuestas por la SEyP, o que el consumo de gas para electricidad sea mucho

menor en años de alta hidraulicidad, como en 1998. También que el GNC tenga un mercado

bastante más amplio si el precio o los impuestos internos al fuel-oil se incrementan. Es evidente

además que la estimación es más confiable a nivel de volúmenes agregados de las cinco categorías

de usuarios (por compensación de errores de predicción), y más incierta hacia el final de la

proyección.

Al observar los volúmenes de los suministros para atender al mercado interno, una vez

aplicado el factor de ajuste, se advierte que los incrementos absolutos y relativos son muy altos. De

90,6 millones de m3 en promedio por día en 1997 a 110,3 en el año 2000, 131,5 en el 2005 y 150,4

en el 2010.

Las proyecciones de las exportaciones son la parte más problemática del ejercicio; se

muestran por país y gasoducto en el Anexo 2. La proyección es conservadora, ya que toma sólo en

cuenta un gasoducto del Norte de Chile, y no arriesga cifras para el proyectos de gasoducto del

Mercosur-NEA o cualquier otro sustituto. En todo caso, podría haber una sobreestimación de las

proyecciones para Chile (de 4480 millones de m3 en el año 2.000 a 12.000 millones en el 2010),

compensada por una subestimación de las posibles exportaciones a Brasil, que llegan más tarde,

recorren más distancia, y la extracción local tendría mejores opciones con la pérdida del monopolio

de explotación y extracción de Petrobras. Interesa destacar los volúmenes agregados para los tres

países y el origen de las cuencas que suministrarían el gas, que figuran en el mismo cuadro

(Anexo 2).

El crecimiento proyectado de las exportaciones en volúmenes absolutos sería espectacular.

De poco más de 600 millones en 1997 a 5590 millones en el 2000 a 14105 en el año 2005 y a más

de 20.000 millones en el 2010, que se potencian con el factor de ajuste, aún cuando este fue

estimado muy conservadoramente. Hacia el 2000 las exportaciones exigirían un 13,6% de los

suministros totales de gas. En el 2005 la participación alcanzaría al 25% y en el 2010 llegaría casi el

30%. Como proporción no está fuera de lugar ni parece exagerada. Por otra parte, concuerda con las

opiniones de importantes referentes del sector petrolero-gasífero9. Sin embargo, como volumen

9 El Ing. Oscar Secco, Director de la Sociedad Argentina de Ingenieros en Petróleo, estimó recientemente que en el año 2005 Argentina podría exportar el equivalente a 40 millones de m3/día y el Presidente de YPF,

17

adicional a los niveles de la demanda interna, no parece sostenible por la capacidad bruta de

extracción, en función de las reservas hoy conocidas.

Para advertir la presión que se ejercerá sobre la base de reservas, baste detenerse un

momento en las dos últimas líneas, que representan los volúmenes de suministros totales. Para el

año 2005 se habría doblado el volumen a entregar por los productores, y el equivalente diario

superaría los 175 millones de metros cúbicos. Para el 2010 se requiere una producción diaria,

promedio, de 213 millones de m3. Esto va a reclamar una capacidad de transporte hoy inexistente en

el país, sin considerar los picos estacionales de todo el sistema, que podrán ser suavizados por una

demanda compuesta (interna y externa) más constante, el manejo de la interruptibilidad, y el

almacenamiento subterráneo de gas natural. Pero en este último caso habría que considerar la

constitución del colchón de reservas y el aumento del aprovisionamiento, previsión que no se

incluyó en las proyecciones.

¿Cuán razonables son estas proyecciones? En principio no se apartan de las metas

agregadas a que aspiran llegar los productores. La gran demanda por gas para generar electricidad

se fundamenta en los aumentos conocidos de capacidad de las plantas de ciclo combinado. En

Argentina, entre 1997 y el 2000, estarán funcionando 13 centrales con 5946 MW netos de potencia.

En Chile el último plan de la CNE revela que para octubre de 1998 habrá tres centrales de cc en el

sistema integrado central (SIC) con 1100 MW de potencia (Nueva Renca, San Isidro y Nehuenco), y

siete centrales más de 332,4 MW cada una se construirían entre enero del 2003 y el 2008, con 2327

MW adicionales. En Brasil la central de Uruguayana es un adelanto de la serie de proyectos en

construcción, licitación y estudio, que incorporarían 7.100 MW más (todos con gas) en el Sur y

Sudeste. Esta gran región genera casi el 70% del PBI de ese país. Uruguay modernizará rápidamente

dos centrales térmicas con c.c. La lista puede seguir, con más proyectos en ciernes en Argentina,

como otro electroducto por el Sur (desde Neuquén) y más centrales modernas en el resto del país. La

demanda potencial de gas natural de Brasil es una incógnita, pero por cada punto que quieran

aumentar la participación del gas en su matriz energética, son 7,5 millones de metros cúbicos

diarios.

La siguiente pregunta es obvia, ¿de dónde se extraerá tanto gas en nuestro país, sin generar

algún desequilibrio regional de oferta cuando todos los gasoductos de importación (de Chile,

Roberto Monti, la colocó en 41,0 millones diarios. Nuestra estimación es de 38,6 sin factor de ajuste y 44,1 con factor de ajuste.

18

Uruguay y Brasil) tratan de utilizar más del 60 ó 70% de su capacidad? Otra forma de plantear la

preocupación es ¿no se está estimulando un proceso de sobreinversión en gasoductos para exportar,

sin aumentar pari passu la capacidad de evacuación y transporte de gas en los troncales argentinos?

¿Cómo no advertir que la cuenca neuquina de la que hoy se extrae el 57,5% del total de oferta, con

el más alto índice de intensidad de explotación de las tres cuencas principales (ver recuadro), deberá

soportar el mayor esfuerzo de suministro futuro? Frente a ese hecho tan conocido, ¿cuáles son las

restricciones para no acelerar la entrada al mercado de las reservas comprobadas en la cuenca austral

mediante la expansión de la capacidad del Gasoducto General San Martín?

Recuadro

Indice de Intensidad de Explotación de las

Reservas Comprobadas, por Cuenca

-1997-

Cuenca Participaciones Relativas Indice Reservas C. Producción I. Exp.* CNO 25,16 12,81 0,512 Neuquina 48,14 57,49 1,194 G.S. Jorge 3,14 7,31 2,328 Austral 23,44 22,11 0,943 Cuyana 0,12 0,28 2,333

* Es el cociente de las participaciones relativas en producción respecto de las de reservas comprobadas.

4. La comparación entre los niveles de reservas y los compromisos de suministros.

Si se da por sentado que las reservas probadas de gas natural del país a fines de 1997 son

por lo menos iguales a las del año anterior -unos 690.000 millones de m3- habiéndose repuesto lo

producido ese año y se compara ese stock con el nivel de suministros futuros proyectado (desde

1998 al 2010) para satisfacer los consumos internos y los de exportación, corregidos por sus

factores de ajuste, la conclusión es preocupante y engañosamente errónea.

En efecto, al calcular el volumen acumulado de gas a extraer, por estimación de los años

intermedios, (que no se incluyen en el cuadro de proyecciones), se encontraría que hacia fines del

2004 se habría producido (extracción neta de reinyección a yacimientos) el 49% de las reservas

comprobadas a inicios de 1998, y hacia el 2009 este stock se habría agotado por completo. Por

cierto que en esos trece años la industria podría haber reemplazado las reservas comprobadas

19

utilizadas, por conversión de las probables y a estas por las posibles. Además, como la experiencia

lo muestra, en cuencas como la neuquina, el Golfo de San Jorge y la Austral, se pueden esperar

mejoras en el factor de recuperación de hidrocarburos in situ con la consecuente revisión positiva de

reservas, extensión de los yacimientos y otras adiciones por un rendimiento mayor del previsto

inicialmente, agregando unos cientos de millones de m3 por año. Sin embargo, si la estimación de

reservas se efectuó adhiriendo estrictamente a las recomendaciones internacionales, gran parte de

esas revisiones deberían estar incluidas en las diferentes categorías de reservas y los volúmenes

finalmente recuperables.

Las reservas probables y posibles de Argentina no superaban, en 1997, los 528.000

millones de m3, que significarían no más de siete años de vida remanente a los niveles de extracción

requerida del año 2010, un plazo exiguo. No faltará quien nos recuerde que el proceso de

exploración es el mecanismo idóneo para encontrar el volumen de reservas que la evolución de la

demanda de los mercados interno y externo van a requerir. Por ejemplo, si el volumen de recursos

potenciales (por descubrir) es mayor de 700.000 millones de m3, para las tres principales cuencas

gasíferas del país, los voceros de la industria señalarían que no hay que preocuparse, porque habría

recursos transformables en reservas por unos quince años más.

Tradicionalmente la industria del petróleo y el gas natural en los países desarrollados (como

EE.UU, Canadá, UK y Noruega), donde la demanda crece a tasas de un rango intermedio entre el

crecimiento de la población y el PIB, y sus reservas son regularmente estimadas al igual que sus

recursos, ha utilizado como una medida de seguridad de oferta o garantía de suministro futuro el

valor de la relación (Reservas/Producción). El cociente es el número de años de vida remanente del

stock cuyo volumen se coloca en el numerador, si se produce al nivel constante elegido como

denominador. En Reservas es habitual utilizar el volumen de las comprobadas, bajo el supuesto de

que están desarrolladas o lo serán; y en producción, el volumen de extracción del mismo año en que

se estimó las Reservas, o uno especial definido al efecto10.

10 En Canadá hasta mediados de 1980, para otorgar una licencia de exportación se utilizó un procedimiento para determinar los excedentes, que los definía como el “surplus” de las reservas comprobadas y contractuales (disponibles), después de cubrir los requerimientos del mercado interno en un volumen igual a 25 veces la demanda proyectada (para ese destino) cuatro años más adelante, más los volúmenes autorizados de exportación aún no entregados. En cuanto a las condiciones a observar por los precios del gas de exportación debían satisfacer tres criterios: a) cubrir todos los costos del gas incluyendo los de uso (valor del recurso), b) Debía ser justo o sea comparable a los que se cargan a las Distribuidoras canadienses en el área adyacente al punto o zona de exportación; c) el precio en destino no podía ser sensiblemente inferior al costo de los combustibles alternativos para el grupo de usuarios al que se destinaban las exportaciones. Hamilton, Richard

20

Para nuestro caso: si las reservas comprobadas son de 690.000 millones de m3 y la

producción relevante de 33.800 millones de m3, la vida remanente de aquellas sería poco más de 20

años. Pero a los niveles de extracción del 2002 (52.837), se agotarían en 13 años. A una tasa de

crecimiento de la demanda total del 7% anual el nivel de extracción necesario se dobla cada 10 años,

y si la tasa es del 10% anual ese fenómeno ocurrirá en sólo 7 años.

Estos pocos ejemplos muestran que el criterio de R/P es esencialmente estático, y si se lo

quiere dinamizar hay muchos factores que influyen, tanto al numerador como al denominador, y se

relacionan con el cambio tecnológico, los costos de desarrollo y extracción, los precios del gas en

boca de pozo, y otras variables, que afectan no sólo en el proceso de conversión y revisión de

reservas o en el ritmo de extracción, sino también a los incentivos a explorar. Por lo tanto la relación

se presta a muy diversas interpretaciones, siendo parcial y engañosa. A tal punto que algunos

especialistas desaconsejan su uso para decisiones que no sean de corto plazo11.

Las criticas más importantes, fuera de las relacionadas con los factores económicos al uso de

la relación R/P provienen, por una parte, de las observancias o no de una justificación estadísticas de

los valores de R y, por la otra, de la razonabilidad y realismo del supuesto que un nivel dado de

Reservas se puede extraer (en el agregado) a un ritmo constante por los años de vida remanente que

determina R/P.

En principio, si las reservas probadas, probables y posibles han sido estimadas de acuerdo a

las recomendaciones internacionales, el volumen recuperable sujeto a extracción futura (en un cierto

número de años) es el valor esperado de la distribución que involucra o mejor describe el

comportamiento probabilístico de las tres categorías de reservas. Otro parámetro puede ser el valor

modal. Si se postula que una distribución aceptable del volumen de hidrocarburos recuperables es

una normal logarítmica, el valor esperado de (R) es la media de esa distribución. Esta es igual al

total de las reservas probadas, más dos tercios de las probables más un tercio de las posibles. Si, en

cambio, se sigue el criterio canadiense (DeSorcy, 1993) R se calcula como la suma de las reservas

E.: “Canada’s Exportable Surplus Natural Gas Policy: A theoretical Analysis” Land Economics, August 1970, pág. 251-259. 11 Particularmente C.J. Campbell: “The depletion of world oil’s”, Petrol et Technique N° 385 pág. 5-12. París, 1993. (Francia) y consultores de Petroconsultants de Ginebra, Suiza, como Ivan Laherrere: “World oil reserves- which number to believe”, OPEC Bulletin. Feb. 1995. pág. 9-13.

21

probadas más el sesenta por ciento de las probables y el veinticinco por ciento de las posibles.

Ambos criterios dan valores de R muy parecidos. Para el caso que nos ocupa, tendremos:

R N log = 1. (686,9) + 2/3 (245,6) + 1/3 (282,2)

= 686,9 + 163,7 + 94,1 = 944,7 (mil millones de m3)

R Can = 1 (686,9) + 0,60 (245,6) + 0,25 (282,2)

686,9 + 147,4 + 70,6 = 904,9 (mil millones de m3) .

Estos son los valores de las reservas que en los próximos años se podrían extraer con

razonable fundamento estadístico, ya que el cálculo es coherente con el método probabilístico de

estimación y los niveles de confianza (diferenciales) de las tres categorías de reservas. Es fácil

distinguir que la simple suma de las tres categorías de reservas (Probadas + Probables + Posibles =

1.214, 8) o sea la “base de reservas”, sobreestima considerablemente los volúmenes que pueden

producirse, en más del 28% para R N log y en el 34% para R Can . Por cierto que los recursos

potenciales por descubrir no son reservas, y estadísticamente no pueden ser contemplados sin otro

tipo de análisis muy minucioso de factibilidad (no sólo física sino económica-financiera) del

programa de inversión en exploración y sus posibles resultados.

La más dura de las objeciones al uso de la R/P proviene de los especialistas en producción y

evaluación de reservas, ya que la interpretación corriente y mensaje implícito, cuando R/P = 20

como en el caso argentino, es que la extracción podrá ser sostenida al nivel de P por veinte años.

Esto es casi imposible cuando se analiza la cuestión a nivel de cuencas y más aún de yacimientos o

partes de estos, ya que todo pozo, conjunto de ellos y yacimiento entrará en declinación en la etapa

posterior de su vida, que es la más larga.

El comportamiento característico es que en su primer año el pozo y los yacimientos jóvenes

tengan una producción en rápido ascenso (medida en m3/día) hasta alcanzar un pico máximo,

después de lo cual se estabilizan en un plateau donde la extracción es más o menos constante, salvo

variaciones estacionales. Pocos años más tarde (3, 5, 8) comienza a decaer. Para sostener la

producción hay que abrir o perforar más pozos en el mismo yacimiento (esas reservas deben estar en

la estimación de R) o estimularlos, lo que es una primera señal de que habrían entrado en

declinación aquellos que se explotaron primero.

22

Un yacimiento que se explota hace más de una década o dos -aunque sea gigante- de donde

se ha extraído la mitad, de sus reservas o más y mantiene la producción por algunos o varios de los

métodos señalados, es lógico que deba declinar. La tasa de declinación (d) (diaria, mensual o anual)

está muy influenciada por las características del reservorio, las técnicas de producción y el

gerenciamiento, pero (d) tiende a ser constante, de modo que la extracción anual declina a esa tasa.

Sin embargo, si medimos la R/P del yacimiento (o sector del mismo) que es igual a [(1-d)÷d], se

hallaría que no cambia. Por ejemplo: la R/P de un yacimiento que declina al 10% por año, va a

permanecer en nueve años, por unos cuarenta años más. Si por otra parte, la producción comercial

cesa cuando cae por debajo del 2% de su pico de máxima la producción durará 37 años, y sólo 24 si

la tasa de declinación del mismo yacimiento es del 15% (Laherrere).

Parece evidente que en el caso de grandes y medianos yacimientos (en Argentina no son más

de 35) cuando entren en declinación (varios lo están) pueden tener muchos años más de vida

remanente, pero el volumen que entregarán cada año será menor. Tratar de mantener (forzar) la

producción a niveles constantes hará aumentar la tasa de declinación posterior, agravando el

problema de oferta (futura) precisamente cuando la demanda sea más elevada. Hay, por cierto, un

delicado balance entre las producciones de yacimientos que están en diferentes etapas de su vida

productiva, y es necesario conocer mucho más información desagregada para poder estimar con

realismo la producción futura. Es más, cuando entran en producción áreas nuevas con reservas

probadas, la respuesta productiva señalada significará que en los primeros años se extraería más de

la mitad o dos tercios de las mismas, quedando el resto para ser recuperado en los 25 a 30 o más

años siguientes. Este patrón típico de explotación ayuda al conformismo con el actual nivel de

reservas, y esconde un gran riesgo futuro en términos de volúmenes “producibles” en cada

yacimiento y cuenca.

Por las razones mencionadas el uso de la relación R/P es muy engañoso y poco confiable

como herramienta de predicción, y debería ser reemplazada por métodos de estimación que tengan

un mayor fundamento estadístico y se basen en modelos específicos de agotamiento de reservorios.

El uso de curvas de producción diarias y acumuladas, producción máxima y cálculo de las tasas de

decaimiento y abandono, son una herramienta corriente para analizar la economía de los proyectos

de explotación de hidrocarburos. Eso se hace rigurosamente por cada equipo integrado, a nivel de

las empresas, pero esa tecnología y sofisticación no se reflejan en los criterios agregados que utiliza

la industria en su discusión con el gobierno, los reguladores y el público.

23

Hay como un doble estándar: uno interno muy riguroso y otro externo laxo y muy maleable,

situación inadmisible cuando entran en juego decisiones de asignación de la producción (como entre

mercado interno y de exportación), muy importante para el futuro de la actividad y un gran número

de empresas y usuarios.

5. Problemas detectados e implicancias para el futuro de la actividad

El país posee una cantidad de reservas de gas agregadas que le permitirían cumplir con los

compromisos de suministros sin grandes dificultades aparentes hasta las postrimerías del período de

la proyección, tomando como valor esperado de las reservas recuperables totales el rango de 900 a

950 mil millones de m3. Sin embargo, el panorama futuro se complica cuando la atención se centra a

nivel de regiones y sus correspondientes cuencas, identificando los flujos por área de origen del gas,

la localización, capacidad máxima y destino del sistema de gasoductos troncales, y su vinculación (o

no) con los de exportación a los países vecinos. Este es un tema poco investigado, y del cual se

deberá reunir información detallada y modelizar físico-económicamente el sistema. Lo que sigue

debe tomarse como una evaluación preliminar de detección de problemas de asignación productiva e

inconsistencia temporal, entre requerimientos y suministros proyectados, cuyas limitaciones de

enfoque ya han sido expuestas.

Comenzando por la Cuenca Austral, en el continente no se advierten problemas de

adecuación y suficiencia de reservas para seguir atendiendo al mercado interno y la demanda de

Methanex por el gasoducto Magallanes, excepto que deben efectuarse inversiones adicionales en

plantas de tratamiento, evacuación y transporte. Las perspectivas productivas del área TdF parecen

limitadas, siendo un poco más favorables las de Santa Cruz I y II, aunque no se destaca en términos

de volúmenes esperados totales.

Tampoco se avisoran problemas de abastecimiento desde la CNO., al menos por unos seis o

siete años. Sustituir las importaciones desde Bolivia, comenzar a suministrar gas al Norte de Chile y

alimentar la central térmica de ciclo combinado de Campo Santo (etapas I y II) del electroducto de

TermoAndes para exportar electricidad a la misma región. Lo interesante, como prueba, vendrá

cuando comiencen las exportaciones a Brasil vía el gasoducto Bolivia-San Pablo-Porto Alegre, y

haya que reforzar los envíos vía Uruguayana, o se concrete alguna iniciativa de gasoducto del

24

Mercosur. Esos desafíos plantean algunos interrogantes. Primero, ¿qué proporción de las reservas

hoy clasificadas como comprobadas habrán sido efectivamente desarrolladas? este aspecto por

ahora no está muy claro. Segundo, y más importante, ¿qué tipo de comportamiento productivo

tendrán los pozos en las formaciones del devónico?. Más específicamente: ¿en cuántos años (3,5 o

más) entregarían la mayor parte de las reservas comprobadas? o ¿serán la curva de producción y

tasa de decaimiento similares a otros yacimientos norteños conocidos?

Contar con esa información técnica sería muy útil, dado el firme crecimiento de la demanda

interna que se espera abastecer desde la CNO. Los volúmenes que se requerirían son mucho

mayores que los previstos por el Decreto N° 305/92, que en su artículo 10° fijó que para “el

mercado interno bastaba asegurarle un flujo promedio de 7 millones de m3 diarios, dejando un

excedente (de reservas comprobadas) de hasta 35 millones de m3 para su exportación”. Se

desconoce el fundamento de las proyecciones que el decreto menciona en sus antecedentes; pero

condujo a una subestimación sustancial de la evolución de la demanda interna, razón por la cual se

otorgó una autorización ómnibus, que puede resultar demasiado optimista.

En efecto la cuota de siete millones de m3 diarios fue al poco tiempo excedida. En 1997 el

mercado interno requirió la extracción equivalente a 13 millones de m3 diarios. La sustitución de

importaciones desde Bolivia significarán otros 4,7 millones de m3 por día, y abastecer la central

Campo Santo entre 1,2 y 2,4 millones de m3 diarios. Además hay que cubrir el aumento de la

demanda interna del resto de usuarios, cuya tasa de crecimiento no está por debajo del 3% anual. De

modo que en el año 2000 el de mercado interno (regiones norte, centro y litoral y norte de Bolivia),

requerirían un volumen promedio de 21 a 22 millones de m3 diarios de extracción, es decir más de

tres veces el estimado de mediados de 1992. Esto ilustra el peligro de estimar excedentes

exportables en base a proyecciones que no pudieron tomar en cuenta la velocidad de los cambios

que ocurrieron y seguirán ocurriendo en Argentina, al menos en el sector energético. Un riesgo que

también corren los juicios basados en proyecciones, de uno o más escenarios, incluidos los de este

trabajo.

Por esa misma razón la intención, varias veces manifestada por la industria, de dedicar

ciertos lotes y aún yacimientos completos a la exportación (o a un mercado determinado de cierto

país), si bien puede facilitar la concreción de las inversiones en los gasoductos y permitirles después

a los productores una explotación más acelerada de las reservas comprobadas, desde el punto de

vista del interés general social del país, es contraproducente y se opone a principios económicos

25

reconocidos de asignación intertemporal de recursos naturales agotables. Por otra parte, ni los

usuarios nacionales ni los locales entienden la racionalidad económica de las decisiones de ciertos

productores que negocian menores precios del gas de exportación respecto del que se alcanza en el

mercado interno, con el argumento de que es la única manera de crear y desarrollar esos mercados.

Lo que se logra con esa política de diferenciación de precios -que no es menor- es extraer más gas

del necesario, adelantar la reposición de reservas y disminuir la renta del recurso.

En consecuencia, en la CNO., más que un problema de adecuación de reservas la cuestión

relevante es como se asignará la extracción entre el mercado interno y la exportación. Por eso es tan

oportuna la decisión de la SEyP de someter a consulta criterios complementarios, que incluyen la

consideración del sendero de precios en mercados alternativos antes de expedirse en las nuevas

solicitudes de exportación que se presenten.

La situación de la cuenca neuquina es la más comprometida a mediano y largo plazo, ya que

lejos de aliviarse la presión sobre sus reservas y recursos por una distribución menos desequilibrada

de la extracción total o del índice de intensidad de explotación, verá intensificarse los requerimientos

de extracción, tanto por el crecimiento esperado de la demanda interna, como por los permisos de

exportación ya concedidos y en trámite.

La SEyP ha formulado una seria advertencia señalando que “el nivel de extracción

planteado en los primeros años del 2000 es sólo sostenible si se incrementaran las reservas en más

de un 70 por ciento de las estimadas como probadas, valor que se encontraría dentro del límite

superior de las expectativas del área”12. De acuerdo a la estimación de las reservas al 1-1-97

(consultar el cuadro) se necesitaría incorporar unos 238 mil millones de m3 de reservas probadas y

hacerlo, presumiblemente, antes del 2006/7. Como parte de ese volumen, ahora se cuenta con

reservas probables y posibles por 94 mil millones de m3 de los que 57 mil millones se consideran, a

priori, estadísticamente recuperables por uso de la fórmula de RNlog. Esto obligaría a los productores

con contratos en firme a hacer un intenso esfuerzo de exploración (o a adquirir reservas de terceros)

en un plazo de pocos años, y la búsqueda de horizontes profundos (a más de 4000 metros)

modificaría los costos marginales del gas de reemplazo de esa cuenca. Una de las consecuencias

previsibles es que al acercarse el agotamiento de las reservas actuales, dejaría de ser la cuenca de

más bajos costos del país. Una variante decisiva para todo el sector gasífero argentino (no sólo para

12 Idem nota 5.

26

los productores), que se reflejará en cambios de importancia en los niveles de extracción por cuencas

y los precios pretendidos en boca de pozo.

Si en el gas natural funcionara algo similar al despacho centralizado del MEM, por orden de

méritos de costos, la ventaja de la cuenca neuquina se perdería en la próxima década, aunque esto es

una especulación sin disponer de la información necesaria. El Dr. Marcelo Yrigoyen, en un trabajo

póstumo, estimó (a precios de 1994) los costos unitarios totales del gas (por millón de BTU) para

las diferentes cuencas del país y las proyectó a 20 años, demostrando que la neuquina sufriría un

aumento importante antes del 2005, quedando la cuenca austral (TdF y Santa Cruz) como las de

menor costo, seguida por la CNO13. Si bien estas estimaciones pueden hallarse desactualizadas, el

cambio en la estructura de costos del gas y su tendencia por cuencas, es un aspecto del problema que

no puede dejarse de lado. Lamentablemente, el tema no es fácil de investigar ni de documentar, y es

más trabajoso seguirlo que el de los precios de los contratos. Sin embargo, habrá que prestarle a

ambos una decidida atención de ahora en adelante.

Finalmente, la cuenca Austral (marina) presenta mejores perspectivas de volumen de

reservas sin explotar (si tomamos las tres categorías), y un perfil de costos medios que son

competitivos, y lo serían más todavía en el mediano plazo. Por esto se debe procurar un aumento de

su participación en el suministro al mercado interno y a la exportación, más allá del gasoducto Punta

Lara-Montevideo. El área costa afuera tiene reservas producibles y una capacidad de extracción que

podría doblarse en poco tiempo, si se levanta la restricción de transporte del Gasoducto General San

Martín. Es de interés general que así suceda y se puedan movilizar esas reservas para dar un poco

más de holgura -en tiempo y esfuerzo de inversión- a la cuenca neuquina, pilar central del negocio

gasífero, y evitar saltos bruscos en su estructura de costos, ya que indudablemente influiría en los

precios internos en boca de pozo.

Conclusiones

13 Yrigoyen Marcelo R.: “Los recursos gasíferos de Argentina”. Revista BIP: Boletín de Información Petroleras (YPF) Tercera época. Diciembre 1994.Año X. N° 10 (pág. 13/14).

27

Aunque un estudio muy reciente (GC&A) señala que “no hay evidencia tangible que

indique que la exportación de gas natural argentino a los países vecinos amenace el suministro

satisfactorio de la creciente demanda doméstica que se vislumbra en Argentina en el futuro

previsible (1997-2010)” este trabajo halla indicios de que se presentarán desequilibrios de oferta

regional y problemas de asignación de la producción entre mercados (internos y externos) si el

análisis se conduce a nivel desagregado.

El uso de indicadores tradicionales de seguridad de oferta o garantía de abastecimiento,

como la relación R/P es engañoso, y debe ser reemplazado por otros criterios más afines con

modelos de agotamiento de reservorios. Para atender una determinada demanda no basta mostrar y

contar con los volúmenes adecuados de reservas comprobadas. Estas deben ser o estar desarrolladas,

“producibles” y “despachables”.

Los recursos potenciales a descubrir por la exploración son una parte fundamental para la

continuidad del negocio, pero no constituyen reservas y no se pueden agregar a aquellas. Los costos

de reemplazo deben ser considerados, al igual que los precios de entrega, en toda decisión que

signifique compromisos futuros de mediana envergadura.

A los niveles de suministro proyectados entre el 2005 y 2010, si son alcanzables, no podrán

ser sostenidos sin un gran esfuerzo exploratorio, que de persistir los bajos precios del petróleo

muchas empresas no estarán en condiciones de afrontar.

Para ganar tiempo, hacer algo más equilibrada la distribución de la extracción total del gas,

y disminuir la gran presión sobre las reservas de la cuenca neuquina, urge resolver la eliminación de

la restricción de transporte de la cuenca austral, especialmente de las áreas costa afuera.

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Anexo 1 Sistema Gasífero Argentino

Millones de m3 Marzo-Febrero 1995 % 1996 % 1997 % 97/98 % Producción Interna Bruta 30.441,2 34.649,7 37.076,3 36.829,6 Usos en Zona de Producción

a) Inyección a formación* 1.237,0 4,1 2.543,3 7,3 4.452,2 12,0 4.794,0 13,0 b) Consumo en yacimiento 1.851,1 6,1 2.444,3 7,1 2.940,6 7,9 3.033,8 8,2 c) Retenido en plantas 258,9 0,9 247,8 0,7 350,6 0,9 313,4 0,9 d) Gas venteado 3.166,4 10,4 3.380,6 9,7 1.956,9 5,3 1.783,2 4,8 6.513,4 21,5 8.616,0 24,8 9.700,3 26,1 9.924,4 26,9

Uso por Transportistas y Fugas e) Combustible en gasoductos 821,0° 3,25 907,2° 3,39 927,6 E 3,47 1003,2 E 3,80 f) Pérdidas en líneas y fugas 48,0 55,2 60,0 E 59,0 E Gas no contabilizado. errores 215,0 218,4 220,0 E 219,0 # de medición y conversión

Fuente: ENARGAS Memoria 1995 y 1996; Gas&Gas para 1997 y mayo 1997 a febrero 1998 “El camino del gas anualizado”. E = Estimación propia. ° = en gas usado como combustible calculado respecto del volumen de gas a transportar por TGN y TGS; no incluye gasoductos de exportación.. Definiciones: Consumo en yacimiento: Es el consumo necesario para el desarrollo de las tareas de producción. Re Inyectado a formación: Reinyectado a yacimiento para recuperación asistida o mantenimiento de presión. Retenido en planta: fluido con destino a tratamiento y separación de gas licuado. Gas venteado: gas no aprovechado.

Anexo 2 Proyección de Exportaciones de Gas Natural. Años 2000 a 2010

En millones de m3 y equivalentes diarios

País 2000 2002 2005 2010 Cuenca de Gasoductos origen A. Chile 1. Gasoducto Magallanes (Methanex) 1000 1200 1200 1300 A. (T de F) 2. Gasoducto del Pacífico 500 910 1500 1825 N 3. Gas Andes 2070 2490 4075 6135 N 4. Gasoductos del Norte Chile* 910 1530 2190 2740 CNO 4480 6130 8965 12000 B. Uruguay 5. Gasoducto Pta. Lara-Montevideo y Ext. 360 880 1150 1640 N y A (marina) C. Brasil 6. Uruguayana y Ext. Porto Alegre 750 1280 1800 2740 N y CNO 7. Bolivia, San Pablo, Porto Alegre - - 2190 3650 CNO 8. del Mercosur y NE Argentino ** - - ? ? (CNO) 750 1280 3990 6390

Subtotal (A+B+C), millones de m3/año 5590 8290 14105 20030 Equivalente en millones m3/día 15,31 22,71 38,64 54,87 D. Factor de ajuste: Uso zona productiva + combustible gasoductos(1) 760 1127 1977 2823 E. Totales (A+B+C+D), millones de m3/año 6350 9417 16082 22853 Equivalente en millones m3/día 17,39 25,80 44,06 62,61 * A los fines de la proyección sólo se considera el funcionamiento de un gasoducto. En caso de ser dos la penetración de mercado sería algo mayor. Estimación conservadora. ** No se descarta construcción de un gasoducto del Mercosur con origen en Salta y sirviendo (en ruta) a Chaco, Formosa, Asunción (Paraguay), Misiones y Corrientes y terminando en el Sudeste de Brasil. (1) Consumos en zona de producción, retenido en plantas y venteo (mínimo) más combustibles para baterías de compresores. Factor de ajuste para gasoductos (1) al (6) en promedio (+13,6%) y para gasoducto (7) + 16,3%. Fuente: IERAL, Córdoba.

ARGENTINA: Mercados interno y de exportación Proyecciones de requerimientos y suministros exigibles de Gas Natural: 2000 al 2010

En millones de m3 por año y equivalentes diarios

MERCADOS Demanda Año Estruc- Proyección de Requerimientos Categoría usuario Base1997 tura % 2000 2002 2005 1997 I. Interno A: ·Residenciales 5.803 21,6 6.459 6.890 7.600 ·Comercio, Entes Oficiales y otros 1.499 5,6 1.671 1.760 1.905 ·Industrias 9.816 36,5 11.460 12.220 13.450 ·Usinas (gen. electrica) 8.512 31,6 11.800 13.340 15.170 · GNC. 1.268 4,7 1.470 1.610 1.844 Millones m3/año 26.898 100 32.860 35.820 39.970 Equivalente en millones m3/día 73,69 90,03 98,14 109,51

B.Factores de ajuste para suministro interno* Volumen mínimo entrega a Transportadoras 26.900 32.900 35.900 40.000 . Consumo en yacimiento y retenido en planta 3.290 4.020 4.390 4.890 ..Venteado y fugas 1.957 2.150 1.800 1.500 ...Usado como combustible p/gasoductos 927 1.180 1.330 Subtotal (A+B): Millones m3 33.074 40.250 43.420 47.910 Equivalente en millones m3/día 90,61 110,27 118,96 131,26 II. Exportaciones C. Exportaciones Netas* 671 5.590 8.290 14.105 Equivalente en millones m3/día 1.84 15,31 22,71 38,64 D. Factor de ajuste p/ Suministro Exp.* 109 760 1.127 1.977 Subtotal (C+D): Millones m3 780 6.350 9.417 16.082 Equivalente en millones m3/día 2,14 17,39 25,80 44,06 Total Mercado Interno y Exportación 33.854 46.600 52.837 63.992 III. Importaciones desde Bolivia 1.703 -.- -.- -.- IV. Volúmenes totales de suministro (millones m3) 32.151 46.600 52.837 63992 Equiv. Millones m3/día 88,08 127,67 144,85 175,32 Fuente: IERAL y anexos 1 y 2.

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*. Anexo 1.