En todo el territorio del país se han identificado hasta hoy 19 cuencas sedimentarias que podrían contener reservas hidrocarburíferas y que ocupan una superficie de 1.750.000 kilómetros cuadrados. Sin embargo, sólo 5 de ellas son productivas –con una extensión de 590.000 kilómetros cuadrados–, es decir, allí se hallaron hidrocarburos aptos para su comercialización: Cuenca Noroeste (Salta, Jujuy y Formosa), Cuyana (Mendoza), Neuquina (Neuquén, La Pampa, Río Negro y Mendoza), Golfo San Jorge (Chubut y Santa Cruz) y Austral (Santa Cruz y Tierra del Fuego.

De acuerdo con información de la Secretaría de Energía de la Nación, «la Cuenca Neuquina aporta el 43% del total de la producción petrolera, mientras que la del Golfo San Jorge colabora con un 35%». Esta información coincide con la brindada por un trabajo del Instituto de Estudios sobre la Realidad Argentina y Latinoamericana (IERAL), que detalla la concentración de la producción petrolera (84%) en 4 provincias: Chubut (29%), Neuquén (22%), Santa Cruz (18%) y Mendoza (15%).

En pocas manos

La concentración territorial remite a otro tipo de concentración: la del mercado de hidrocarburos, como resultado de su desregulación y apertura durante la década de los 90. Según el informe de diciembre de 2011 del Instituto Argentino del Petróleo y Gas (IAPG), el 80% de la producción total de crudo del país estaba en manos de 6 empresas transnacionales: Repsol-YPF (capitales de Repsol España y el grupo Petersen –Argentina–) 34,81%; Pan American Energy (British Petroleum –Gran Bretaña y Estados Unidos– y Grupo Bridas, asociado con la compañía china CNOOC) 19,42%; Petrobras Argentina (Brasil) 6,78%; Pluspetrol (capitales nacionales) 6,54%; Sinopec Exploration (China), 6,51% y Chevron San Jorge (estadounidenses), 5,63%.

Durante los tres primeros trimestres del año pasado, la producción de crudo tuvo su mayor caída desde que comenzó el nuevo siglo. Descendió un 8,8%, que sumado a los 28 puntos que decreció la producción desde 1998 hasta 2010 totaliza un 37%.

Para el economista de Flacso, Mariano Barrera, «la falta de incorporación de nuevo petróleo y gas natural –sólo se explora en las cinco cuencas históricas sondeadas por YPF Sociedad del Estado– y el fuerte incremento de la extracción generaron el actual agotamiento o maduración de los yacimientos. La estrategia aplicada por el “oligopolio petrolero energético” consistió en la sobreexplotación de los yacimientos junto con una subexploración con el objetivo de maximizar el lucro privado».

Establecer la relación entre los pozos terminados de exploración con los de explotación verifica la secuencia que describe Barrera. Si se arranca la serie en 1988, bajo la empresa hidrocarburífera nacional, por cada pozo de exploración terminado había 6,9 dedicados a la extracción (1/6,9). En 1995, tras la privatización y extranjerización del sector, ladiferencia se incrementa, es de 1/8,6. Al inicio del nuevo siglo, 1/16, y llega a su máximo histórico en 2010, 1/44. Es decir, un pozo de exploración terminado por cada 44 de extracción.
De igual forma, dicha disminución en los pozos de exploración terminados se observa en los promedios por década. Según datos de la Secretaría de Energía, entre 1980 y 1989 –con la empresa petrolera nacional en funcionamiento– era, en promedio, 117,4. Entre 1990 y 1999 –desregulación y apertura del mercado mediante–, llegaba a 95,7; mientras que en la última década, 2000-2009, alcanzó su mínimo histórico con 45,6 pozos.

Exportación versus autoabastecimiento

A este descenso en la búsqueda de nuevos yacimientos se le debe sumar otro rubro que durante la década de los 90 creció a pasos agigantados: la exportación de crudo. Argentina había sido desde la creación de la empresa de hidrocarburos estatal un país que aseguraba su autoabastecimiento mediante una fuerte normativa que desalentaba la exportación de crudo. La falsa concepción de los hidrocarburos como commodities –tras las reformas neoliberales de la década del 90– permitió la venta sin control de los recursos no renovables, especialmente del petróleo, que dejó de ser considerado un bien estratégico para convertirse en un bien exportable o importable de acuerdo con el precio de mercado. Para demostrar su incremento en los últimos 20 años, Barrera utiliza el coeficiente de exportación (relación entre las ventas al exterior y el volumen de crudo extraído). En 1989, se exportaba el 2,6% del petróleo extraído, mientras que en 1996 se envió al exterior el 41,4%. Luego de estabilizarse cerca del 35% en 2002, en la actualidad se ubica en 15%.

En el mismo sentido, quien fue subsecretario de Energía durante el gobierno de Raúl Alfonsín, Gustavo Calleja, es contundente al respecto. «Nunca el país fue exportador de petróleo, nunca tuvimos demasiadas reservas. El haber exportado de esa manera fue claramente un error estratégico».

El economista Diego Mansilla, investigador del Centro de Estudio Económicos y Monitoreo de las Políticas Públicas (CEMOP), señala que «a partir de la década del 90, Argentina pasa a ser exportador neto de energía debido al gran peso de sus ventas externas de petróleo crudo». Por su parte, Barrera agrega: «En el período 1989-2010 se exportaron 7 años de consumo doméstico de petróleo, mientras que la oferta actual no alcanza para satisfacer la demanda interna».

«Hoy 9 empresas tienen casi el 90% de la producción de petróleo y gas. El 90% de la producción de energía depende de esos recursos, por ende, 9 empresas tienen el 80% de la producción de energía. Sin contar casos como Petrobras que controla además represas hidroeléctricas, centrales térmicas. Si uno analiza todo, el nivel de incidencia que tienen los principales grupos económicos es total», asegura Barrera. Además del control de otras fuentes de energías, el oligopolio petrolero y energético, mediante procesos de integración vertical, participa de los distintos eslabones de la cadena de valor. Oleoductos, destilerías, refinerías y comercialización a través de estaciones de servicio propias. Incluso algunas de ellas participan también en la comercialización internacional de petróleo a través de compañías de su propiedad.

Sin riesgos

En este contexto de control total del sector por parte de un reducido grupo de actores, se torna complicado recabar información precisa acerca de las inversiones de las distintas compañías. Según datos de la Secretaría de Energía, en 2011 se presupuestaron desembolsos por 4.729,9 millones de dólares en todos los campos petroleros del territorio nacional. Un número similar al del año anterior, que fue de 4.696 millones. Sin embargo, según la publicación Petroquímica, Petróleo, Gas & Química, dichas inversiones fueron un 20% inferiores a lo previsto.

«En el sector petrolero las inversiones son de riesgo. Donde se explora, se pone mucho capital y puede ocurrir que no se encuentre nada. Pero en general las empresas hacen pasar como inversión los costos operativos de extracción de hidrocarburos, aunque no lo son. Inversiones son refinerías nuevas o más perforaciones», señala Calleja.

Justamente, uno de los principales argumentos del proyecto de expropiación de las acciones de Repsol en YPF es «la sistemática falta de inversiones que condujo a una significativa caída de las reservas de petróleo».
Frente a este panorama de producción descendente –cercana a un 9%– y un estancamiento en inversiones durante los últimos tres años, el tercer punto a tener en cuenta para evaluar la situación del sector son las reservas.

Entre 2001 y 2010, las reservas comprobadas totales de petróleo cayeron un 12%, según datos del Balance Energético Nacional 2010 de la Secretaría de Energía. Al 31 de diciembre de 2010, las reservas petrolíferas llegaban a 401.308 metros cúbicos. Un 0,5% más que las de 2009, pero un 12% menos que las de 2001 (457.674). Por lo tanto, si bien el horizonte de reservas se mantiene estable desde hace 5 años, en torno a los 11 años, debe tenerse en cuenta que esta proyección se da en el marco de una producción decreciente. Si se toma el horizonte de reservas proyectado, desde 1980 hasta 2010, la caída es desde casi 25 años hasta menos de 10.

De las 5 cuencas productivas, la del Golfo San Jorge –que representa el 63% de las reservas comprobadas del país– es la única que creció desde 2001, acumulando un incremento del 39% en los últimos 10 años. Mientras que la Cuenca Neuquina –23% de las reservas comprobadas– registra una caída del 50% durante el mismo período.

Estas cifras ponen de manifiesto que durante los últimos 20 años de gestión privada y conformación de un oligopolio del sector petrolero no se incorporó ninguna cuenca nueva a la producción.

Las empresas petroleras depositan sus expectativas a mediano plazo en el desarrollo de recursos no convencionales de hidrocarburos, shale oil y shale gas. En 2011, YPF anunció que en la formación Vaca Muerta, ubicada en la zona norte del yacimiento Loma La Lata, en la provincia de Neuquén, había puesto en marcha el «primer gran desarrollo masivo de shale oil fuera de Norteamérica». Los yacimientos convencionales, son los que tienen los fluidos –gas y petróleo– en la zona más porosa de la roca. Se punza la zona y el fluido sale. El recurso no convencional está alojado en zonas más compactas. Son menos porosas y extraerlo es más caro. Se deben realizar fracturas hidráulicas múltiples para poder abrirlas y permitir el paso del fluido, lo que consume mucha energía e insumos. «Visto desde la perspectiva de las empresas, tienen un recurso que saben que existe, aunque en este caso no descubrieron nada, porque se lo conoce desde hace 40 años. Esto tiene un costo de extracción de entre tres y cinco veces más alto que el convencional, pero si pueden trasladarlo a los precios les permitirá aumentar la producción sin realizar la inversión de riesgo», resume el investigador. Por ejemplo, agrega, «Repsol pudo certificar el 0,15% de lo que decía que había. Una cosa es el recurso que existe, pero para pasarlo a reserva, hay que certificarlo y tiene que ser económicamente viable la extracción».

En diciembre pasado, el entonces presidente de Repsol-YPF, Antonio Brufau, estimó que extraer el petróleo en Vaca Muerta podría costar casi US$ 28.000 millones. «Existe un colosal potencial de producción de gas y petróleo no convencionales en la Argentina», afirmó. Sin embargo aclaró que «el desarrollo de esos recursos requiere inversiones millonarias».

«Vaca Muerta hay que pensarlo como un proyecto a 10 años, por el capital y la tecnología que requiere», asegura por su parte Calleja. «Lo que hay que resolver es el mientras tanto», aclara.

Tras dos décadas de superávit del sector, en 2011 la balanza comercial energética arrojó un déficit de casi 3.000 millones de dólares. Para esta situación colaboraron la escasa exploración petrolífera, el descenso de la explotación y el estancamiento de la refinación de crudo, que dio como resultado el descenso de las exportaciones del sector. A estos ítems se debe agregar el crecimiento de la economía, que forzó la importación de cuatro combustibles clave para la generación de electricidad y el consumo industrial y hogareño: gas oil –para la maquinaria agrícola–, fuel oil, gas natural –para abastecer centrales térmicas– y gas licuado de petróleo. Según Barrera, la importación de estos cuatro combustibles, «si bien registró en el período 2003-2011 un incremento del 42,8%, si se toman los últimos dos años (2010/2011) el aumento fue del 145,3%».

En 2004 el Poder Ejecutivo creó por ley la empresa Enarsa (Energía Argentina S.A.) y le otorgó la titularidad de los permisos de exploración y concesiones de explotación de todos los bloques ubicados en la Plataforma Continental Argentina (off shore argentino) que no estuvieran adjudicados a la fecha de su creación. «Tiene concesiones con Petrobras, la venezolana PdVSA y la uruguaya Ancap, en el mar –señala Barrera–. Son exploraciones costa afuera, muy riesgosas y que no están productivas. Sin embargo, hasta ahora funciona sólo como una comercializadora». Y agrega: «En 2007 Enarsa importó por 3 millones de dólares, en 2011 por 2.400 millones de dólares. Y se estima que este año se van a necesitar cerca de 10.000 millones para importar combustible».

Uno de los gobernadores de provincias productoras, el salteño Juan Manuel Urtubey, apoyó el proyecto oficial de recuperación de YPF bajo el fundamento del deterioro del abastecimiento interno. «Los parámetros de inversión no iban de acuerdo con el crecimiento de la empresa y esto generó problemas: un balance negativo en términos de importación de combustibles que debemos revertir», aseguró el mandatario.

Si bien las variables fundamentales a tener en cuenta para llegar a un diagnóstico de la actual situación del sector de hidrocarburos nacional son tres –producción, inversión y reservas– el papel que juega la concentración de la industria en todos los eslabones de su cadena productiva, la exploración de nuevos pozos, la explotación de los que ya son productivos, como así también las exportaciones e importaciones, dificultan sobremanera la construcción de un pronóstico alentador. En sus informes con proyecciones de producción de petróleo, la propia Secretaría de Energía, parece ir en ese sentido. El último realizado por el organismo oficial en 2009 con proyecciones hasta 2013, prevé una caída del 15% en la producción de petróleo y de un 19% en la del gas, comparado con 2011. Cabe aclarar que los pronósticos para 2010 y 2011 mostraron apenas un pequeño margen de error.

En el marco de una crítica situación del abastecimiento de hidrocarburos, la decisión de recuperar el control estatal de la principal compañía argentina significa un gran paso adelante en materia de estrategias soberanas vinculadas con el interés común de la población. Un paso que debería complementarse con el cambio del marco normativo que hizo posible la desregulación del sector como base de una nueva política energética, que asegure la disponibilidad de energía que el país necesita.

Revista Acción - Primera quincena de mayo de 2012