López Anadón: “Las cuencas San Jorge y Austral son de gran importancia”

Pondera el rol de las provincias para incentivar programas exploratorios en las cuencas maduras y propone incentivos a través de regalías diferenciales y mejoras impositivas, para promover actividad donde todavía quedan recursos convencionales para aprovechar.

 

El presidente del Instituto Argentino del Petróleo y Gas, Ernesto López Anadón, expone en esta entrevista exclusiva con Santa Cruz Produce su visión sobre el rol y la importancia productiva de las cuencas maduras del país, entre ellas San Jorge y Austral, para las que propone profundizar políticas exploratorias y acordar mecanismos de incentivos para favorecer nuevos desarrollos. Además, analiza los vaivenes del mercado internacional y las perspectivas para el año 2019.

-¿Cómo visualiza Ud la importancia que pueden seguir asumiendo las cuencas maduras, como San Jorge por ejemplo?
-Obviamente todos los titulares de los diarios se los llevan hoy Vaca Muerta (en la cuenca Neuquina) y los no convencionales (N.C), pero eso no significa que la cuenca del golfo San Jorge o la cuenca Austral hayan perdido relevancia (incluso Austral tiene algo de tight gas, pero básicamente todo convencional). La cuenca San Jorge sigue siendo una de las principales productoras de petróleo de Argentina. Y la cuenca Austral, tanto en onshore como offshore, sigue siendo un importante productor de gas para el país, por lo que no se pueden desatender. El N.C no puede sustituir esa producción por sí solo. De manera que (las cuencas maduras) siguen siendo relevantes y como tal hay dos caminos. Uno es seguir explorando y las provincias están lanzando planes: Santa Cruz lo hizo, Chubut lo va a hacer también; Tierra del Fuego, Mendoza, Salta Formosa… todas están con planes exploratorios, ofreciendo sus áreas para exploración convencional. Eso puede traer aparejados algunos descubrimientos, de hecho Roch, en Tierra del Fuego, tuvo un muy buen descubrimiento con un pozo que produce fuera de escala para lo que es la cuenca. Hay cosas que pueden ocurrir, no serán de gran magnitud como Vaca Muerta, pero sí puede haber descubrimientos importantes que pueden aportar más producción a estas cuencas. Bajo ningún concepto hay que descuidar eso. En segundo lugar, está todo el tratamiento de los campos maduros, hay que aplicar nuevas tecnologías y algunas compañías ya están en eso para poder aumentar la recuperada final de los pozos. Hay que atacar el subsuelo con tecnología y en superficie, mejorar los costos. Así, a menores costos se alarga el tiempo productivo del pozo y por lo tanto, se pueden incorporar más reservas. Hay que encararlo urgentemente, en el golfo San Jorge hay mucho petróleo que queda bajo la superficie y que no se puede producir porque no es económico extraerlo. Sobre esas bases hay que trabajar para poder aportar gas y petróleo, aprovechando que existe una infraestructura importante para poder canalizar nuevas producciones.

-¿Qué les tocaría hacer a las provincias en este contexto, para favorecer o incentivar las inversiones exploratorias?
-Creo que deberían mirar un poco la porción que a ellos les toca con respecto a impuestos aplicados. Obviamente es un factor que concurre a la formación del costo total del pozo. Si no aumenta la eficiencia en perforaciones, con tecnología aumenta el caudal del pozo y bajando regalías o ingresos brutos, se podría obtener una ecuación satisfactoria para todos. En realidad hay que entender que se puede mantener esa tasa de regalías e ingresos brutos, pero el pozo se corta porque ya no tiene más economicidad. En cambio, si uno logra bajar las tasas impositivas, va a recuperar algo y sería una propuesta ganadora para todas las partes. Se puede llegar a una ecuación que sea justa para todos.

-Usted mencionaba planes exploratorios de algunas provincias, ¿se avanza con estas herramientas de incentivos en áreas complejas, hay disponibilidad para revisar regalías?
-Sé que hay conversaciones, pero no sé qué grado de avance tienen; sí sabemos que hay charlas y está en la cabeza de muchos, pero no sé qué trabas legales tiene cada provincia para hacerlo.

Precios del crudo: “no creo que caiga al piso de 30”

-Viendo los vaivenes negativos del precio del crudo en las últimas semanas, más allá del fuerte recupero que hubo frente a la crisis de 2014 hasta mediados del año pasado, ¿cómo observa Ud que puede estar el mercado internacional en 2019 y 2020? ¿Habrá estabilidad en los U$ 60 por barril, o seguiremos con fluctuaciones bruscas, por ejemplo desde un piso de 30 hasta llegar a techos de U$ 80 ó U$84, como hubo a comienzos de octubre último?
-Todos los pronósticos que se hicieron en el pasado, al menos que yo conozca, cuando llega el momento pasa cualquier cosa y ninguno acierta. Mi impresión hoy en día es que esta baja de precios acompaña la recesión mundial que hay; ahora  hay un actor importante, ingresado en los últimos años, como es Estados Unidos, donde hay productores que pueden rápidamente acompañar las subas y bajas de precios. Baja el precio y ellos paran la inversión, o la activan rápidamente cuando sube el precio. Vamos a ver fluctuaciones, pero no sé si llegará de nuevo a esos pisos de 30 dólares, me parece que antes de eso se para un poco la inversión en EE.UU y se balancea la oferta y demanda; pero sí tendremos fluctuaciones, aunque no se puede prever cuán grande serán, pero no creo que sean tanto para llegar a U$ 30 otra vez. Dicho lo cual, no sería extraño que llegue a 30 para contradecirme (comenta en modo risueño).

-¿Cuál es el nuevo rol de la OPEP, ha quedado desdibujada?
-Hay 3 grandes centros. Rusia por un lado; Estados Unidos por otro, que pasó de ser el primer importador de hidrocarburos a ser un primer actor en el mundo petrolero; y la OPEP (Organización de Países Exportadores de Petróleo). Cuando ésta se reúne para revisar su producción, deben afrontar el presupuesto de cada país integrante  y les cuesta bastante llegar a acuerdos entre sus socios. Rusia tiene sus problemas pero puede decidir por sí mismo,  aunque por lo general espera a la OPEP. Y Estados Unidos es un díscolo, porque tiene 500 productores independientes que pueden parar la producción o no, en función de los precios. Por eso noto que si la OPEP hace el esfuerzo de recortar la producción para mantener los precios, aparece Estados Unidos y los baja, por eso la Organización pierde la importancia que tenía antes.

-¿Pero a Estados Unidos no le conviene un precio alto, para justificar los mayores costos de producción del shale o los no convencionales?
-Cllaro, tiene costos de inversión más elevados al comienzo, pero son pozos de alta producción y alta presión con costos de extracción muy bajos y pueden ser puestos rápidamente en producción, o dejados a la espera para cuando los precios mejoren, tienen mucha flexibilidad. Acumulan mucho de entrada y amortizan más rápido la inversión, por lo que pueden responder rápidamente a los vaivenes del mercado.

-En el país, ¿hubo avances en cuanto a los costos de producción?
-Por lo que declaran las compañías, los costos han ido bajando. Si bien no nos acercamos a Estados Unidos, porque también ellos bajan y Argentina tiene un problema estructural de costos importante, hoy un pozo está por debajo de los U$ 10 M (en E.U, en U$ 7 M), pero bueno, los costos operativos han bajado muchísimo. Hoy Argentina se puede defender, no tanto como el Permian (una de las principales formaciones de no convencionales en Estados Unidos), pero estamos relativamente bien. Tengamos en cuenta que Estados Unidos hizo lo que hizo con una perforación importantísima y nosotros estamos perforando poco comparado con ellos; cuando aumente esa actividad, seguramente permitirá traer más equipamiento y se va a ir mejorando cada pozo, en base a esa experiencia.

-¿Qué futuro avizora para el petróleo frente al crecimiento de las energías renovables? ¿Es breve, o queda mucho camino aún?
-Cuando miramos las proyecciones de la Agencia Internacional de la Energía y otros organismos, el rol de los hidrocarburos sigue siendo muy importante. Por ejemplo el gas sigue siendo necesario para la generación de electricidad y el petróleo lo es para el transporte y sobre todo para la industria petroquímica. Pensar que hoy existe una tecnología que prevalezca por sobre otras, es temerario. No sabemos cómo será la matriz energética en el año 2050. Los avances son muy rápidos y las renovables son todavía intermitentes, que pueden ser un buen complemento de los hidrocarburos, sobre todo el gas puede ayudar a reducir las emisiones. Además, el costo sigue siendo menor, porque por más que se diga que las renovables son baratas, lo son porque cuentan con subsidios que terminamos pagando todos. Todavía estamos en una transición y la tecnología debe seguir mejorando para bajar costos.

 

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