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Por Fernando Krakowiak

La falta de inversiones en exploración ha generado un descenso en las reservas de hidrocarburos encendiendo una luz de alerta en el mundo petrolero. En los últimos dos años las reservas de petróleo cayeron un 5,3 por ciento y las de gas natural, un 15 por ciento. Los empresarios del sector afirman que las actividades de exploración están siendo desalentadas por la aplicación de retenciones a las exportaciones y por la pesificación del precio del gas natural en boca de pozo. Sin embargo, las nuevas perforaciones vienen descendiendo desde mediados de la década del ‘90 porque las empresas prefirieron dedicarse a extraer el petróleo y el gas de los pozos ya descubiertos en lugar de destinar recursos a inversiones de riesgo. Así fue como entre 1995 y 2002 la cantidad de pozos exploratorios descendió de 165 a 30, habiéndose concretado apenas ocho exploraciones en los primeros cinco meses de este año. Sin embargo, las exportaciones de petróleo crudo crecieron un 33 por ciento desde 1995, mientras que las ventas al exterior de gas natural subieron un 771 por ciento desde que comenzó a exportarse el recurso en 1997. Tanto el petróleo como el gas son bienes estratégicos no renovables. Por lo tanto, si el Estado no interviene para garantizar su preservación, el país podría perder durante los próximos años una ventaja comparativa indispensable para impulsar el desarrollo económico.
Las petroleras ni siquiera se vieron incentivadas para explorar a partir del aumento del precio del crudo que, entre marzo de 2002 y junio de 2003, subió de 22,4 a 30,3 dólares el barril, habiendo tocado un techo de 37,7 dólares en marzo de este año. A diferencia de Brasil y Perú, que sí reactivaron la exploración frente al alza de precios, las empresas que operan en el país prefirieron destinar recursos a la recuperación asistida, consistente en inyectar en los yacimientos gas carbónico o vapor para mejorar el porcentaje de recuperación de petróleo por extracción.
La productividad de los pozos argentinos es escasa. Argentina obtiene en promedio 8 m3 por día de sus pozos, bastante más de los 2 m3 de Estados Unidos, pero notablemente menos de los 1500 m3 por día que suelen extraer países petroleros como Arabia Saudita o Irak. Por lo tanto, la única alternativa para ampliar la producción en términos considerables consiste en invertir en la perforación de nuevos pozos en la periferia de las cuencas maduras o en zonas de alto riesgo donde se sospecha que hay petróleo, como la cuenca chaco-paranaense o las plataformas marinas al sur del Atlántico.
El problema es que los privados no están dispuestos a destinar recursos a la exploración. En la década del ‘90 el gobierno de Carlos Menem sostuvo que la desregulación y privatización del sector energético encendería un “círculo virtuoso”, impulsado por las “fuerzas del mercado”, capaz de generar inversión y expandir la oferta para abastecer una demanda creciente. En los hechos, el esquema nunca terminó de funcionar porque, si bien hubo inversiones, la columna vertebral del sistema siguió siendo la obra montada por el Estado.
Félix Herrero, economista del Grupo Moreno, señaló a Cash que “desde la privatización las inversiones realizadas en el sector se caracterizaron por la ausencia de riesgo”. Las centrales nucleoeléctricas, hidroeléctricas, los principales yacimientos, los grandes gasoductos y gran parte de la infraestructura para reserva de hidrocarburos líquidos fueron obras construidas por Yacimientos Petrolíferos Fiscales, Gas del Estado, Comisión Nacional de Energía Atómica, Agua y Energía e Hidronor.
En el sector del gas los grandes yacimientos gasíferos que permitieron iniciar el proceso de sustitución en el consumo de petróleo por gas fueron descubiertos por YPF en la década del ‘70. Mientras que las últimas inversiones en gasoductos destinadas a abastecer el mercado interno seconcretaron en los ‘80 con la puesta en funcionamiento de los gasoductos Neuba y Centro Oeste.
Durante los ‘90 las empresas privadas se limitaron a ampliar la red existente instalando estaciones compresoras que llevaron la capacidad de los caños casi al límite. “Sólo hicieron inversiones en la parte que requería menos capital intensivo”, afirmó a Cash Jorge Lapeña, presidente del Instituto Argentino de Energía General Mosconi. Esta situación ha generado conflictos en la zona andina y en La Pampa donde la empresa Camuzzi afirmó recientemente que no está en condiciones de seguir ampliando la red. La mayoría de los caños nuevos fueron instalados para abastecer a los países limítrofes como Chile, Uruguay o Brasil a través de los gasoductos Methanex, Gas Andes, Atacama y del Pacífico.
La escasez de inversiones en exploración no se debió a la falta de recursos. Tanto en el mercado productor de gas como en el petrolero se consolidó durante la década del ‘90 una estructura oligopólica que le otorgó a un reducido grupo de empresas una amplia libertad para fijar precios en segmentos que permanecieron desregulados. Así fue como en el mercado de los combustibles el precio de la nafta súper se mantuvo durante gran parte de los ‘90 en valores entre un 50 y un 200 por ciento más caros que el mercado internacional, diferencia que fue embolsada por las petroleras.
En el mercado del gas los productores pudieron fijar libremente su precio entre 1994 y 2001, situación que también les permitió, debido a la estructura oligopólica del mercado, obtener ganancias extraordinarias a costa de los usuarios. Pues, si bien la tarifa en el sector de transporte y distribución estaba regulada, el marco regulatorio estableció que las variaciones en el precio del gas en boca de pozo podía ser trasladado automáticamente a los consumidores.
A partir de 2002, las petroleras obtuvieron ganancias extraordinarias debido a la devaluación. El caso más impactante fue el de Repsol YPF, controlante del 45 por ciento del mercado productor de petróleo y del 30 por ciento del mercado productor de gas natural, que en su balance de 2002 obtuvo ganancias operativas por 3323 millones de euros. Pecom (controlada por Petrobras), Pan American Energy, Chevron, Total Austral y Pluspetrol también obtuvieron resultados operativos favorables. Sin embargo, los pozos exploratorios que se iniciaron durante 2002 para buscar petróleo fueron apenas 30, mientras que no hubo ningún pozo nuevo en el sector gasífero.
La situación que atraviesa el sector del gas es muy preocupante, pues el nivel de reservas descendió un 13,1 por ciento en apenas un año. Daniel Montamat, ex secretario de Energía de la Alianza, señaló a Cash que la pesificación de la tarifa en boca de pozo hizo que las reservas cayeran porque “cuando los recursos existen, pero no son comercialmente explotables porque el precio es muy bajo dejan de existir”. En 1991 la proyección de reservas alcanzaba para cubrir las necesidades del mercado interno durante 24 años, pero actualmente sólo sirve para los próximos 14 años con el actual nivel de producción, que se debería ir incrementando a medida que la economía crezca. Si las reservas continúan cayendo, la Secretaría de Energía debería evaluar la necesidad de restringir las ventas al exterior, pues según la ley 24.076 las exportaciones de gas natural deben autorizarse en la medida en que no se afecten el abastecimiento interno. A su vez, el Gobierno deberá intervenir en el sector con medidas de “regulación”, al tiempo de sentar las bases para recrear un clima de inversiones que permita superar el estancamiento actual, porque el círculo virtuoso del mercado parece no estar en condiciones de hacerlo por sí solo.