Entrevista a Gerardo Rabinovich IAE Por E. Nimcowicz
Frente a la próxima licitación para buscar petróleo en el mar (off shore), la primera en casi treinta años, que anunció el ministro de Energía, Juan José Aranguren, para el mes de julio, El Economista dialogó con Gerardo Rabinovich, vicepresidente del Instituto Argentino de la Energía (IAE) General Mosconi para conocer algunos aspectos de la operación. En su visión la compulsa podría recaudar entre US$ 1.200 y US$ 1.500 para las tres áreas en el Mar Argentino y es un buen momento por el alza del precio del crudo. Para muchos expertos, la convocatoria off shore es clave para recuperar las fuertes caídas en la producción de hidrocarburos registradas en las últimas décadas a pesar del boom del no convencional de Vaca Muerta.
El Gobierno lanzó la licitación en el Mar Argentino. ¿Cuánto es lo que podría entrar en inversiones para esta convocatoria en las tres áreas?
Si se consiguen ofertas e interesan a las compañías, debería rondar entre US$1.200 y US$1.500 millones en un plazo de tres y cinco años, para las tres áreas: es decir, unos US$ 500 millones por área.
Se suponía que la inversión requerida era mayor...
En realidad se trata de tres áreas y no habría una presencia masiva de compañías. Yo creo que si el Gobierno consigue inversiones por ese monto sería un éxito rotundo.
¿Debido además al contexto internacional de alta volatilidad?
Correcto. Aunque se debe recordar que la industria petrolera mira a largo plazo frente a la volatilidad ya que lo central son las condiciones geológicas actuales de esta etapa.
¿Cómo son los costos de perforación del off shore en la actualidad frente al convencional y el no convencional como el de Vaca Muerta?
Históricamente, era más caro para las petroleras que el convencional. Sí, el off shore es más caro que el convencional. En general, la exploración off shore requiere capitales importantes para la búsqueda y detección de posibles reservorios. La diferencia con el no convencional es que si se producen descubrimientos desde el punto de vista de la producción del off shore, después opera como el convencional. Ahora bien, hoy con el barril de crudo Brent cerca de US$ 80, vuelve a parecer realmente atractivo armar una campaña exploratoria en el off shore.
¿Cuál es el costo de perforación de un pozo no convencional de Vaca Muerta en la actualidad?
Entre US$ 8 millones y US$ 10 millones.
Y para el off shore, ¿cómo son los costos del proceso frente a las otras alternativas?
La diferencia es que es mucho más costoso que el convencional porque se debe trabajar con láminas de agua a 200 o 300 mts. y después perforar abajo. Y, una vez que se encuentra un yacimiento de alta productividad, se puede contar con producciones importantes. Con lo cual, una perforación permite tener un nivel de producción importante que permita recuperar los costos. En el caso del no convencional se debe estar perforando permanentemente durante un período muy largo.
En el caso del off shore, ¿cuál es el costo de exploración en la actualidad?
Una campaña exploratoria para el off shore, depende a la profundidad adonde vaya y de la profundidad de la lámina del el agua. En nuestro mar continental puede requerir una inversión de US$ 400 millones. La campaña exploratoria incluye el análisis geotécnico y el alquiler de una plataforma offshore de perforación que tiene un costo de US$ 500.000 por día¿Cómo ha sido el caso estrella de Brasil? En el caso del off shore, el Presal de ese país tiene una productividad fenomenal. Un pozo de uno de sus reservorios puede producir entre 70.000 y 80.000 barriles por día. Para ponerlo en perspectiva, toda la producción de Argentina ronda los 400.000 barriles por día. Brasil recuperó el autoabastecimiento en hidrocarburos y piensa exportar.
¿Y con respecto al alza de los precios del crudo?
Hoy vuelven a dar una señal atractiva. Hay que ver la perspectiva de largo plazo. Porque hoy una campaña exploratoria para el off shore dura no menos de tres a cuatro años. Y después se debe perforar. Con lo cual este es un proceso largo hasta ver los resultados.
Frente a la licitación off shore, ¿lo más probable es que el Gobierno exija a las participantes que se armen consorcios tipo UTE?
Se busca que las empresas se junten para disminuir riesgos. Entonces lo más probable es que se formen estas UTE. Hay mucha experiencia en el caso de Brasil y en el Golfo de México. También en el Mar del Norte.
El último gran anuncio de inversiones para el off shore en Argentina fue el de Total en Tierra del Fuego el año pasado en el yacimiento Vega Pléyade (allí en un consorcio junto a Wintersall y Panamerican Energy lleva invertidos US$ 1.100 millones en tres años) y produce 9 millones de metros cúbicos.
Sí, Total arrancó a fines de los ´70. Y realizó sus descubrimientos a mediados de los ´80. Por lo tanto se trata de proyectos de muy largo plazo.
Y con respecto a la exploración en otras áreas del Mar Argentino, ¿cómo está?
La experiencia no ha sido muy buena en el pasado, tanto en el Golfo de San Jorge como en la cuenca frente a Mar del Plata. Se han hecho algunas campañas y no han sido muy exitosas. Ojalá que con más información del Mar Argentino y tecnología mucho más avanzada se puede tener expectativas de encontrar reservorios donde antes se habían descartado.
