“El mundo se divide en tres categorías : un pequeñísimo número de personas que hace

producir los acontecimientos; un grupo de personas un poco más grande que vigila su

ejecución y asiste a su cumplimiento y una vasta mayoría de personas que jamás sabrá

lo que en realidad ha acontecido."

Reservas y Recursos petrolíferos

Los recursos del petróleo son todas aquellas zonas contenidas en el subsuelo terrestre que conforme su inferencia geológica contienen algún tipo de petróleo. Dichas zonas pueden ser que no sean accesibles para una explotación; ni que el petróleo contenido en dicha zona sea de fácil extracción económica ni que la energía invertida para probable extracción sea menor que la energía del petróleo extraído. Las reservas, a diferencia de los recursos, son zonas petrolíferas donde una extracción económica es factible. El tamaño de las reservas, por definición, es más pequeño que el de los recursos.

Tamaño de las reservas del petróleo.

Un modelo plausible y exitoso es del geólogo M.K. Hubbert [1]. Con dicho modelo Hubbert predijo que la producción doméstica de Estados Unidos alcanzaría su máximo alrededor del año 1969 con un subsecuente descenso en forma de campana. La predicción se cumplió rigurosamente y desde entonces la curva de Hubbert describe la producción doméstica de petróleo de Estados Unidos con un margen de error del 5%..

Las hipótesis del modelo son 1: se supone que la producción crece en forma exponencial mientras que el límite final de las reservas totales se encuentra lejos. Este comportamiento se conoce como crecimiento no restringido. 2: el modelo asume una disminución de la producción anual proporcional a la diferencia entre la cantidad petróleo ya producido acumulado y las reservas totales recuperables.

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La restricción deliberada de la producción en los países del Golfo Pérsico así como los corrimientos relativos de las curvas de producción de las diferentes regiones pueden incorporarse en el modelo

Descubrimientos de nuevos yacimientos

Existe otra metodología para anticipar la futura escasez del petróleo, a través del análisis de la tasa anual de descubrimientos de yacimientos petroleros y por medio del análisis de la distribución de los tamaños de los campos petroleros en función del tiempo [2].

La mayoría del petróleo producido hoy en día proviene de campos petroleros descubiertos antes de la primera crisis en 1973 [2]. El máximo de la tasa anual de descubrimientos ocurrió en 1962 cuando 40 mil millones de barriles de petróleo (bbo) fueron descubiertos, en comparación con los 10 bbo en 1990. En 1997 esta tasa ya bajó a 6 bbo anuales; aproximadamente al presente cuatro barriles son consumidos en la actualidad por cada barril hallado en reservas.

El hecho es que inclusive con tecnología de exploración significativamente mejorada (como técnicas sísmicas en tres dimensiones), se han encontrado pocos campos de envergadura; los nuevos descubrimientos significativos serían de muy baja probabilidad de ocurrencia.

Figura 2. Tasa de descubrimientos de petróleo crudo en reservas de 1910 a 1990. Se observa claramente un patrón en forma de campana.

Los datos desplegados son promedios de cada década.

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El tamaño de un pozo se determina mediante una asignación probabilística P90, P50 y P10. Como dicha asignación implica una probabilidad de encontrar más petróleo que lo estimado con el P90; muchas veces el petróleo hallado supera la cantidad estimada. Las compañías contabilizan la diferencia en el año de la detección cuando en realidad debe imputarse al año del primer descubrimiento

Figura 3. Reservas mundiales reportadas por fuentes oficiales vs.

tiempo y las mismas reservas refechadas en su año de descubrimiento original. Se observa que los datos oficiales (no

corregidos) sugieren un aumento ficticio, mientras que los datos refechados (con la asignación del año del descubrimiento correcto)

Denominación de las Reservas

Se denominan “reservas probadas a los hidrocarburos acumulados en yacimientos cuya existencia ha sido certificada, luego de una campaña de prospectiva coronada por un descubrimiento y para los cuales existe un 90% de probabilidad de que puedan ser extraídos de manera rentable. Las “reservas probadas y probables” incluyen volúmenes adicionales existentes en acumulaciones puestas de manifiesto tras un descubrimiento aunque la probabilidad de que puedan ser extraídos de forma rentable es tan solo de un 50%. Las “reservas posibles” suman a las reservas anteriores a aquellos volúmenes cuya probabilidad de ser extraídos de forma rentables es de un 10%. Las estimaciones de reservas para cada una de las categorías cambian con el tiempo, en la medida que los supuestos para su cálculo se modifiquen o se disponga de nueva información. Las estimaciones de reservas dan una idea de cuánto petróleo podría desarrollarse y extraerse a corto y medio plazo. El volumen total de petróleo que en última instancia podrá ser producido de manera comercialmente rentable se conoce con el nombre de recursos recuperables finales [6] compuesto por las reservas probadas y probables iniciales de campos que se encuentran en fase de producción o a la espera de su desarrollo, el volumen correspondiente al crecimiento de las reservas y los hidrocarburos que todavía quedan por descubrir.

Crecimiento de reservas y mejora de la recuperación

El concepto de crecimiento de las reservas de petróleo se refiere al aumento experimentado por las reservas recuperables de un campo durante la vida del mismo, a medida que es evaluado, desarrollado y explotado. [6] • Factores geológicos: incluyen la identificación de reservas adicionales mediante nuevos estudios de sísmica y la perforación de más pozos de evaluación, así como el reconocimiento de rocas-almacén previamente ignoradas.

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• Factores tecnológicos: incluyen un aumento del porcentaje del petróleo in situ que puede ser recuperado mediante la aplicación de nuevas tecnologías, tales como el aumento de la superficie de contacto con la roca almacén y técnicas de recuperación secundaria y terciaria. • Factores definitorios: se refieren a cambios económicos, logísticos, políticos, normativos y fiscales que puedan suceder en el entorno operativo. En cualquier yacimiento, el crecimiento de las reservas tiene lugar de forma automática si se incrementa el factor de recuperación. Este se define como el total de reservas recuperables expresado como un porcentaje del total de los hidrocarburos contenidos en la roca almacén. Como las estimaciones sobre el volumen total de hidrocarburos contenidos y el volumen recuperado varían a medida que el campo es desarrollado y explotado, el factor de recuperación también varía inevitablemente con el tiempo.

Arenas petrolíferas (oilsands, tarsands)

Estos depósitos se pueden considerar campos petroleros antiguos los cuales migraron hacia la superficie formándose una mezcla de arena con crudo. Los depósitos más grandes se encuentran en la provincia de Alberta, Canadá con un contenido de crudo estimado entre 870 y 1300 bbo, sin embargo solamente 300bbo se consideran recuperables y tan solamente 4 bbo podrán recuperarse a las condiciones económicas actuales [3]. A la fecha dada las adversidades de la zona se requieren tres barriles de petróleo crudo para producir un barril a partir de las arenas por lo cual el proceso no tiene ningún sentido energético. [3]

Yacimientos de petróleo inmaduro ("Oil Shale")

En muchas estadísticas aparecen números impresionantes relacionados con las reservas "no convencionales" de petróleo, en particular el "Oil Shale”. El proceso de recuperación es extremadamente complicado, consume cantidades importantes de calor auxiliar así como cantidades enormes de agua, además de producir montañas de residuos. Hasta la fecha no existe una tecnología que pueda hacer uso de este recurso a un costo energético, económico y ambiental aceptable.

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Desarrollo de las reservas en Argentina

Durante el periodo de Néstor Kirchner y Cristina Fernández de Kirchner (2003-actualidad), se realizaron varias obras como oleoductos y gasoductos para el transporte de petróleo y gas. Sin embargo las inversiones para la exploración y producción de nuevos recursos petroleros fueron escasas y las promesas de inversión para la ampliación del sector refinación, prácticamente nulas, a tal punto que tanto Petrobras como ESSO prefirieron vender sus unidades de negocio antes de hacer frente a las inversiones obligadas para mejorar la calidad de combustibles. Mientras la economía e industria fueron creciendo con el tiempo, el consumo de combustible se fue acrecentando, en un determinado momento el consumo superó a la producción, provocando que la Argentina tenga que importar combustibles para satisfacer las demandas hogareñas e industriales. El declinamiento de la producción de petróleo, en especial del crudo liviano nos ha dejado a las puertas de tener que importar petróleo para mantener en alto rinde la capacidad de nuestras plantas de refinación La extracción de metros cúbicos de petróleo fue en 2010 menor en 5 millones de metros cúbicos, comparando con el año 1997.

El decreto 2014/2008 establece que el programa Petróleo Plus tiene como objeto "incentivar la producción y la incorporación de reservas de petróleo”. La producción y las reservas de crudo, con su correlato en el gas, vienen en caída libre desde hace varios años, tendencia que se profundizó durante los últimos 10 años. 'Petróleo Plus' y 'Gas Plus' intentan revertir esa retracción. El programa garantiza un mejor precio para la producción nueva tanto convencional como no convencional y para aquellos que repongan reservas se promueven incentivos fiscales. La ley corta de hidrocarburos agravo la escasa política de seguimiento que data desde la década del 90, al menos, hasta que las provincias formen sus propios cuadros técnicos. En la presente década se prorrogó la concesión de Loma de la Lata a YPF hasta 2027 que no sólo no aumentó su extracción sino que por una mala acción en los pozos perdió producción y reservas que nunca más podrán ser recuperadas.

Petróleo Plus

Como complementar el plan

El Gobierno debe hacer uso de una herramienta preexistente: la ley que obliga a las petroleras a reponer las reservas correspondientes a sus concesiones es la mejor forma de mantener el nivel de las mismas. Para ello se debe generar incentivos adecuados. Es sabido que cuando se llega al final de una concesión durante los últimos años, todas las inversiones que excedan su periodo de repago más allá de la data final de la concesión, no se ejecutan porque el concesionario no tiene manera de recuperar el capital invertido. Si se implementaran los periodos de gestión a similitud de los concesionarios de Gas y Electricidad, el concesionario del área tendría una clausula de salida y un incentivo a mantener invertida el área lo más posible y desarrollar aun mas las reservas recuperables. Cada 15 años, mediante licitación pública (donde se podrá consignar nuevos objetivos en función del desarrollo del área y con acuerdo del concesionario vigente) se pondría a la venta el área en cuestión asignándola al mejor oferente, si el concesionario vigente desea continuar detentara un derecho de preferencia siempre y cuando su oferta resulte mayor a la de .los otros oferentes. El importe resultante de la oferta se le consignará al concesionario saliente recuperando de esta manera el esfuerzo producido en el área y recuperando el capital invertido en los últimos años.

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Evolución de la Producción y Reservas argentinas

Según EIA (Energy Information Administration) de EEUU y de British Petroleum la Argentina paso su cenit en el año 1998, desde ese año al actual, YPF agoto el 76% de las reservas de gas y más de la mitad de las reservas petroleras pero no por una dificultad geológica sino sencillamente por el menor esfuerzo inversor en busca de reservas. Es así como en el 2010 dedico a esta finalidad apenas el 23% de lo invertido en 1999. Idénticos criterios puede observarse en otros actores del mercado pero en menor medida. [5]

En los últimos años las 15 provincias petroleras han otorgado 166 concesiones a inversores privados, que se comprometieron a invertir en tareas exploratorias algo más de u$s1700 millones. El caso es que más de la mitad de estas concesiones (95) fueron otorgadas a empresas sin demasiada experiencia técnica en el área petrolera. En esas áreas concesionadas no se ha concretado hasta el presente ningún descubrimiento, porque en la mayoría de ellas no se han realizado inversiones comprometidas todavía. Posiblemente se esté esperando mejores condiciones de financiamiento o mayores precios para transferir estos contratos a inversores con recursos y capacidad técnica para explorar y descubrir hidrocarburos.

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En los gráficos de reservas de Gas y de Petróleo se observa claramente el crecimiento no restringido de la producción de petróleo y gas, en el período de 1970 – 2000 concordante con el descubrimiento de las reservas. En el caso particular del petróleo se observa que conforme a la teoría de Hubbert efectivamente el año 1998 fue el cenit de producción de crudo y en el caso del Gas el 2004. Efectivamente circunscribiéndonos a las últimas dos décadas se distingue claramente en el periodo 1990-1998 que la producción aumenta en un 75,3 por ciento siendo 1998 el nivel de producción 49,831 millones de m3; el mayor de toda nuestra historia. A partir de ese año comienza un periodo que ya lleva 12 años consecutivos de declinación, cada año se produce menos que en el año anterior llegando al año 2010 una producción de 35,365 millones de m3 casi un 30% menos que en 1998. Las principales cuencas que vienen mermando su producción se registran en las provincias de Santa Cruz, Neuquén y Mendoza. De las empresas productoras de petróleo, YPF viene reduciendo año a año su producción petrolera y ha reducido su participación en la producción de petróleo a un 35 por ciento del total, cuando en los noventa representaba el 43 por ciento.(5) Para el caso de la producción de gas, la producción vino creciendo todos los años desde 1990 hasta el año 2004, pasando en ese periodo de 23 miles de millones de m3. a 52,4 es decir un aumento del 127,8 por ciento. En el año 2004 alcanza el máximo nivel y a partir del mismo la producción comienza a caer todos los años ubicándose en 45,7 miles de millones de m3. Si bien se registran aumentos en Chubut y la Pampa, estos aumentos no pueden compensar las caídas en la producción de Neuquén, Mendoza y Santa Cruz. Nuevamente YPF del resto de las empresas, registra las reducciones de producción más importante alrededor del 25%. (5)

El otro problema asociado es la calidad de crudos procesados, las refinerías para optimizar su funcionamiento y maximizar la producción de Gas Oil o Naftas realizan distintos blending de crudos, así como en el 1998 se maximizaba Naftas, ahora se maximiza Gas Oil.

En el cuadro siguiente se evidencia el proceso descripto.

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Paralelamente podemos observar el decaimiento de la producción total observando las exportaciones por distintos tipos de calidad de crudo.

Procesado

Año Liviano P Medio P Pesado P

Total

Procesado1997 2.897 15.366 11.471 29.734 1998 3.255 15.911 11.440 30.606 1999 3.416 16.274 11.577 31.267 2000 3.442 14.925 11.836 30.203 2001 3.220 13.962 11.073 28.255 2002 2.715 11.013 8.734 22.462 2003 2.545 8.143 6.458 17.146 2004 2.667 15.213 13.303 31.183 2005 2.745 15.488 13.541 31.774 2006 2.847 16.125 14.201 33.173 2007 2.858 16.506 14.654 34.018 2008 2.791 16.080 14.350 33.221 2009 2.872 15.026 13.018 30.916 2010 2.879 14.870 13.064 30.813

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Vemos en la medida que rápidamente el margen de saldo exportable para va desapareciendo drásticamente. Asimismo vemos que si declina aun más la producción de crudo liviano, se hará necesaria la importación del mismo para mantener los niveles de producción actuales de las refinerías de Naftas y Gas OIL

Si realizamos una proyección para los años subsiguientes, teniendo en cuenta el percentil de declinación de la producción que es del 2,2 % por año, y se pretende tener un blending intermedio entre la situación de 1998 y el presente, podemos graficar lo siguiente:

Exportaciòn

Año Liviano E Medio E Pesado E

Total

Exportado1997 1.318 5.245 12.081 18.644 1998 1.733 5.017 12.475 19.225 1999 1.310 3.529 11.052 15.891 2000 539 4.162 9.975 14.676 2001 576 4.449 10.663 15.688 2002 730 5.640 13.518 19.889 2003 988 7.628 18.282 26.898 2004 923 2.590 7.044 10.557 2005 593 1.215 6.878 8.686 2006 20 710 4.347 5.077 2007 - 460 2.826 3.286 2008 94 464 2.758 3.316 2009 2 732 4.501 5.235 2010 - 637 3.915 4.552

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Lamentablemente observamos que en el año 2013, con la restricción del blending similar al del año 2007, el total procesado se iguala con el total producido, siendo necesario recurrir a la importación de crudo a partir de ese año.

Es de destacar sin embargo que con el nivel de crecimiento del PBI y la demanda asociada de Gas Oil y Naftas se deberán importar cantidades crecientes de estos productos, dado que no será factible abastecer el mercado interno; tanto por falta de crudo para procesar como falta de capacidad de refinación para procesar mayores cantidades de crudo.

El cuadro de exportación nos indica asimismo que para producir las mismas cantidades de Naftas que en el año 1998, en el año actual sería necesario importar más de 500.000 m3 de petróleo crudo liviano.

Respecto de las reservas de petróleo que vienen cayendo desde el año 1999, el nivel que las mismas cubren al día de hoy es de menos de 8 años por referencia a la producción alcanzada en el año 1998 Lamentablemente no es posible conciliar cifras por insuficiencia en la información publicada por la Secretaria de Energía durante esta última década.

Respecto del Gas el incremento de la producción de gas fue mayor al de la expansión de las reservas. Así en 1990 las reservas comprobadas cubrían 25 años de producción, se puede estimar que el nivel de hoy representa un horizonte de 8 años de producción, sencillamente porque las reservas disminuyen en volumen año tras año.

Al no aparecer nuevas áreas productivas para mantener la producción hace que el promedio de extracción por pozo, de las áreas en producción disminuye al agregar más pozos que succionan de la misma cuenca. La falta de inversión en exploración resulta evidente cuando vemos que durante los ochenta se perforaron en promedio 116 pozos exploratorios por año. La perforación promedio anual durante los noventa alcanza a los 103 pozos exploratorios alcanzando su mayor valor en el año 1995 con 165 pozos. Es interesante consignar que el precio promedio del petróleo (WTI) durante esa década se ubicaba en un valor promedio de 18 dólares el barril. A partir del año 2000 comienza un periodo de alzas permanentes en el precio internacional del petróleo, pero simultáneamente el esfuerzo exploratorio se hace inverso con la señal de precio en la Argentina. Durante la década 2000 el promedio es de 49 pozos exploratorios, años en los cuales el precio del petróleo había ya trepado a un promedio de 75 dólares.

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Habrá que buscar causas en la estructura de precios o regulaciones por las cuales no se ha elevado el nivel de exploración a pesar de las señales de precios. Dado que aún con las retenciones impuestas a las exportaciones de crudo y derivados, la renta petrolera es significativamente alta. Razonando por al absurdo, si a 18 dólares el barril justificaba la exploración de 106 pozos por año, a 52 dólares el barril para el mercado interno justifica aun más el aumento de las áreas exploratorias. Evidentemente la regulación vigente falla y tal vez resulte necesario implementar adecuaciones como las descriptas en el capitulo anterior. [1] Gordon Aubrecht, Energy, Merrill Publishing Company, 1989. [2] Colin J. Campbell, Jean H. Laherrère, “The End of Cheap Oil”, Scientific American, Marzo de 1998. [3] Walter Youngquist, “Geodestinies. The inevitable control of Earth resources over nations and individuals.” National Book Company, Portland, Oregon, USA, 1997. [4] Oliver Probst, Director del Departamento de Física e Investigador del Centro de Estudios de Energía ITESM El Ocaso del Petróleo y las Fuentes Energéticas Alternativas - Campus Monterrey – México [5] Alieto Guadagni – Econometrica S.A “Cae la producción Argentina. Culminó el Ciclo del Consumo del Capital. [6] Mariano Marzo Recursos Convencionales y no Convencionales de Petróleo y Gas -Catedrático de Estratigrafía. Facultad de Geología, Universidad De Barcelona [7] Luciano Caratori -La Caída en las Reservas de Hidrocarburos en Argentina- Departamento Técnico -Instituto Argentino de la Energía “General Mosconi” [8] Los números del petróleo y del gas. Suplemento estadístico - Instituto Argentino del Petróleo y del Gas

Artículo : Ing. Vicente Serra Marchese- Director Imtelligence Energy Solutions , Ex Director Nacional de Refinación y Comercializaciòn

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