1.Importancia de la exploración
La exploración es una herramienta indispensable para la búsqueda de hidrocarburos en zonas donde todavía no se sabe a ciencia cierta la existencia de los mismos. Además es necesario para la sustitución de reservas que se encuentran en producción y de esta manera mantener el horizonte productivo y aumentarlo con nuevos descubrimientos.
Es por eso que el Estado debe estar presente activamente en la búsqueda de los hidrocarburos, ya sea con empresas de bandera nacional, como YPF, IEASA y provinciales porque es la única manera de contar con los recursos a futuro y además, no dejar en manos de las operadoras la explotación abrupta sin reposición de reservas.
En las últimas décadas más del 90% de los grandes descubrimientos de hidrocarburos en el mundo se dieron bajo las aguas de los mares. En el año 2019, el mayor descubrimiento de petróleo convencional se dio en el offshore de Guyana.
En la actualidad la exploración está solamente librada a los proyectos de cada una de las empresas operadoras. Vemos que las inversiones en esta materia se ven concentradas para desarrollar la formación Vaca Muerta en la cuenca Neuquina, principalmente en la provincia de Neuquén.
Las inversiones totales realizadas para un año atípico como el 2020, alcanzó los 3.100 millones de dólares, solo 154 MM u$s corresponde a la exploración (5 %). En orden decreciente, los actores más importante dentro de las inversiones en exploración fueron: Exxon (60 MM, 34 MM onshore más 26 MM offshore), Tullow (35 MM), CGC (11 MM), PAE (9 MM), Total (5 MM), Tecpetrol (4 MM), le siguen otras operadores y lejos YPF con 0.9 MM u$s.
Exxon, Tullow, Shell, Eni y Equinor invirtieron 62.7 MM u$s en la exploración Offshore, que representa el 40% de la inversión total realizada en exploración. Mientras que lo invertido en exploración no convencional llegó a solo 52 MM u$s (34%), donde solo Exxon invirtió 34 MM u$s.
Para el año 2021 se pronostica alcanzar 5.300 millones de dólares en inversiones totales, correspondiendo solo 260 MM u$s a exploración (5 % de las inversiones totales), de los cuales 87 MM u$s representan las inversiones en el offshore, mientras que se espera invertir 110 MM u$s en exploración no convencional, donde PAE con 32 MM u$s es la operadora que más invertirá en no convencional en Neuquén, mientras que YPF solo contempla realizar 8 MM u$s de inversión en la provincia de Río Negro, que representa menos del 7% de las inversiones en exploración no convencional.
Cabe mencionar que, de no existir nuevos descubrimientos de hidrocarburos el horizonte de reservas hasta fin de la vida útil de los yacimientos es de 16 años para el petróleo y 13 años para el gas sin contar los recursos contingentes que lo extenderían unos años más. Las reservas no convencionales de petróleo representan el 25 % del total de las reservas de petróleo hasta fin de la vida útil, mientras que la del gas asciende a 52 % del total de las reservas de gas hasta fin de la vida útil.
Es llamativo encontrar una YPF en los últimos lugares correspondientes a la inversión en exploración, cuando ésta es lo único que nos va a permitir encontrar nuevas reservas y extender el horizonte de las mismas. La disminución o la falta de inversión en los presupuestos de exploración atenta directamente a los activos que tiene la empresa petrolera.
2.Potencialidad del Offshore
El mar argentino está integrado por varias cuencas sedimentarias con una superficie de 1.2 millones de km2, de los cuales 590.000 km2 son prospectables. Esto representa la superficie de casi 5 veces la cuenca Neuquina. La única cuenca productiva actualmente es la cuenca Austral frente a la provincia de Tierra del Fuego, donde el Operador principal es la empresa francesa Total Austral, en sociedad con PAE y Wintershall, con varias áreas y la empresa Enap Sipetrol, en sociedad con YPF, con solo un área. La cuenca del Golfo San Jorge fue la primera en descubrir petróleo y produce con pozos dirigidos desde la costa y en la restinga.
Dado el potencial que presenta el mar argentino, el gobierno nacional llamó a licitación de un conjunto de áreas y las principales empresas del sector a nivel mundial mostraron interés y participaron en la ronda licitatoria del 2019 comprometiendo 724 millones de dólares sobre una superficie cercana a los 95.000 km2, que representa solo el 16 % de la superficie prospectable de las cuencas sedimentarias mencionadas.
Las reservas más recursos contingentes certificadas al año 2019 ascienden a 14 MM m3 de petróleo y 224.358 MM m3 de gas, que corresponden a 1.500 MM BOE (barriles equivalentes de petróleo).
Además tendríamos que contemplar las reservas dentro de las áreas de Malvinas norte y oriental con 250 MM BOE para Sea Lion y 263 MM BOE para Darwin.
Varias empresas han realizado estimaciones del potencial de los hidrocarburos a descubrir en el mar argentino. Se estima que se tienen recursos prospectivos por 28 billones BOE, dentro de los cuales fueron identificados 4.514 MM BOE que corresponden a la perforación de 20 pozos. Esto nos permitiría ampliar las reservas en el offshore en un 300% de las certificadas. Teniendo en cuenta que las producciones actuales de gas y petróleo corresponden a 1.570 m3/d y 22,2 MM m3/d respectivamente, podríamos aumentar las mismas en un alto porcentaje.
Para descubrir estos recursos identificados se estiman inversiones del orden de los 2.590 MM u$s (incluye adquisición sísmica y 20 pozos exploratorios), más de 5.000 nuevos puestos de trabajo (directa o indirectamente) y tomando un precio de referencia de 70 dólares el barril, se estima una facturación por venta para la producción de los 20 pozos a perforar del orden de los 316.000 MM de dólares, esto equivaldría a casi 1 PBI argentinos. Si consideramos la totalidad de los recursos prospectivos alcanzaría a 745 PBI.
Es importante contar con la planificación de la exploración y producción costa afuera para el abastecimiento del país, incorporación de nuevas reservas y la dinamización de la economía. Dentro de esta planificación se debería contemplar e identificar el conjunto de bienes y servicios factibles de ser producidos en el país (sustitución de importaciones) que darían indicios de que una parte importante de las inversiones no tendrán impacto en la demanda de divisas para importación.
3. Evacuación de los HC del mar
Dentro de esta planificación del offshore, las empresas petroleras y el Estado Nacional deberían analizar la escasez de facilidades y el transporte de los HC, como así también la disponibilidad de barcos, puertos, helicópteros y toda la logística necesaria para la exploración y explotación.
Es por ello, que entendemos que los activos de YPF en Tierra del Fuego deberían considerarse como “activos estratégicos” para el tratamiento de los HC provenientes del offshore cercano a la costa de dicha provincia. Analizar la posibilidad de usar la planta de San Sebastián y reconvertirla si fuera necesaria para este fin. Es necesario realizar un estudio de factibilidad para proponer una planta de licuefacción para tratar el gas y poderlo transportar por barcos metaneros a las plantas de regasificación en la provincia de Buenos Aires y de esta manera dejar de comprar barcos de afuera y realizar todo el negocio integral y en pesos argentinos.
Dado que recientemente por el Decreto 389/21 que le devolvió parte de los activos a IEASA, entre ellos se transfirieron 2 áreas (MLO 115 y 116) de la cuenca Austral-Malvinas, donde Enarsa ya había definido varios prospectos exploratorios y la propuesta de 3 pozos que quedaron pendientes su realización. De encontrar petróleo y gas en estas zonas es importante analizar la posibilidad de un gasoducto hasta la costa con el correspondiente tratamiento y destino del gas y petróleo. A continuación se muestra el gráfico con la distancia a la costa desde los prospectos del área de IEASA.
Sería interesante también, evaluar la posibilidad de hacer en los astilleros argentinos una plataforma para la perforación de los pozos a realizar costa afuera, como fue en su momento la plataforma Gral. Mosconi. Dado que actualmente contamos con varios Operadores explorando el mar argentino y luego de la evaluación de la sísmica que están llevando adelante, deberían continuar con la perforación de los pozos.
Silvia Corral – 24/06/2021