La sombría realidad petrolera

Hace varios años, los analistas alertaron de la complicada situación que se venía para el sector petrolero, debido a deficiencias, en las sucesivas gestiones, a la dejadez exploratoria, las barreras legales y operativas a la inversión privada, la falta de conocimiento del sector y las ficciones de riqueza inexistente en el subsuelo nacional. Las últimas informaciones de producción y ventas de gas vienen también de YPFB, aunque perfilando éxitos difíciles de alcanzar.

En la empresa estatal se han efectuado proyecciones de producción y de ventas de gas hasta el año 2050. La producción de nuevos proyectos también ha sido estimada hasta ese año. Como es un tiempo demasiado prolongado para estimar con alguna certeza las cifras para tan lejano escenario, en el análisis que presento hoy se ha reducido el lapso de tiempo hasta el año 2030.

YPFB ha proyectado la producción de gas en dos escenarios denominados P1 y P2. El escenario P1 sería el de producción de las reservas probadas y el P2 el de producción de reservas probadas más el 50% de reservas probables, por esta razón las cifras que se dan del escenario P2 son más optimista que las del P1.

Sin embargo, la diferencia de producción entre ambos escenarios se empieza a reducir desde el año 2025 hasta casi igualarse en 2050, debido a la declinación de los campos. Las proyecciones muestran un inexplicable salto de producción entre los años 2019 y 2020, cuando, en realidad, sucedió todo lo contrario. A estas proyecciones se suma la supuesta producción de los nuevos proyectos desde 2020, pese a que este año no se inició ninguno.

La producción de nuevos proyectos exploratorios exitosos, que llegarían a 35, prácticamente se extinguiría también el año 2050. Los últimos nuevos proyectos que entrarían en producción el año 2026 serían los de Astillero, Llinchupa (Azero), Los Huesos (Carohuaicho 8C), y Vitiacua. La producción máxima del conjunto de los nuevos proyectos se alcanzaría el año 2029 e inmediatamente empezarían también a declinar. Los proyectos con mayor producción serían los de Azero y el de Vitiacua, ambos de Gazprom. Los nuevos proyectos ayudarían a elevar la producción actual hasta en 29,82 millones metros cúbicos diarios (MMM3/D) el año 2024.

Para tener una idea de la magnitud de los nuevos proyectos vale la pena anotar que ni el más grande de ellos, alcanza a la tercera parte de la producción que llegó a tener San Alberto.

En el escenario optimista, la producción actual más la de los nuevos proyectos llegaría, el año 2024, a 53,1 MMM3/D y el año 2030 habrá bajado a 46,6 MMM3/D, que es igual a la de este 2020. La razón es simple: la gran mayoría de los campos tienen producción declinante y los nuevos descubrimientos no serán significativos. Entre los nuevos proyectos mencionados, el descubridor de mayores reservas sería el de Charagua con un potencial de 2,7 TCF (trillones de pies cúbicos).

Lo dicho significa que pese a esperar éxitos exploratorios en 35 proyectos entre la fecha actual y el año 2026, en que todos habrán entrado en producción, la reposición de reserva lograda será insuficiente y habrá una nueva caída de la producción tan solo tres años después.

Veamos qué pasa con la demanda. Las proyecciones efectuadas por YPFB limitan las exportaciones a los supuestos volúmenes a ser producidos. Y el mercado interno, muy afectado por la pandemia, sólo se recuperaría a los niveles de consumo previos, el año 2028 y tendría un crecimiento vegetativo a lo largo de la década de los 30. El año 2030 el consumo nacional sería de 13,4 MMM3/D sin contar los proyectos de industrialización ya ejecutados. En la presente década la exportación a Brasil sería de 19 MMM3/D y a la Argentina tendría un volumen decreciente desde 22 MMM3/D el año 2021 hasta quedar en cero en 2034.

Las proyecciones que plantea YPFB son exageradamente optimistas tanto en producción como en volúmenes a exportar, no sólo por mostrar una tendencia amortiguada de la declinación de los campos en el tiempo, sino por la elevada producción que se esperaría de los nuevos proyectos exploratorios. Si en los 14 años anteriores, con cuatro megacampos en producción, apenas se pudo rozar una producción de 60 MMM3/D, ahora, con todos los campos en declinación y con proyectos inciertos y mucho más pequeños, es impensable mantener una producción por encima de los 40 MMM3/D.

De acuerdo a esta nueva realidad se tienen que dimensionar las exportaciones. Los volúmenes a exportar tendrían que ser recortados por lo menos a la mitad de lo proyectado y en esa medida tendrían que renegociarse los nuevos contratos.

En suma, el sector petrolero ha dejado de ser una fuente confiable de divisas y no es una garantía de seguridad energética: En tanto se revierta la situación, habrá que cuidar el abastecimiento de gas al mercado interno. Para revertir la situación habrá que revisar todo lo ejecutado en los 15 años anteriores. La solución de los problemas requerirá no sólo de tiempo sino de inteligencia en las gestiones de los nuevos gobiernos.

El autor es ingeniero químico y petroquímico