Rubén Caligari, referente intelectual del sector, opinó en esta entrevista que la sustitución de los combustibles fósiles no será brusca y se llevará adelante con un criterio complementario. De hecho, consideró que el proceso que está viviendo el mundo es su reemplazo por el gas.
El futuro llegó hace rato. La letra de la canción premonitoria de Los Redondos podría aplicarse al negocio de los hidrocarburos. Rubén Caligari, gerente de Gestión del Conocimiento de Petrobras Energía SA y ex presidente de la filial local de la Sociedad de Ingenieros de Petróleo, sostiene en esta entrevista realizada a través del correo electrónico que la sustitución del petróleo, que será gradual, ya es una realidad en Argentina y el mundo.
Sostuvo que, sin ser un commodity, el gas ya se comporta como tal en los sitios donde los países están unidos por gasoductos, como el Cono Sur de América Latina.
¿Será, en definitiva, el reemplazo por otros combustibles lo que marcará el fin del petróleo en el mundo antes del agotamiento de las reservas?
El petróleo, como todo recurso no renovable, se agotará algún día. Sin embargo, la irrupción de nuevas tecnologías que presenten ventajas comparativas o que solucionen algunos aspectos particulares hará que el reemplazo de los combustibles fósiles sea gradual y con un enfoque complementario y no brusco, ni en todos los países o sectores al mismo tiempo. De hecho, ya estamos viendo un gradual reemplazo del petróleo por el gas natural en nuestro país y en el mundo.
Por otra parte, cuando se habla del agotamiento de las reservas no debemos tomarlo en sentido absoluto sino más bien referido a los yacimientos convencionales de petróleos livianos o medianos y localizados en áreas accesibles en tierra o en el mar a profundidades no extremas. Si bien es cierto que las probabilidades de encontrar grandes yacimientos de estas características en el mundo no son muy altas, ya estamos en condiciones de explotar acumulaciones en áreas remotas, perforar en profundidades de agua superiores a 3.000 metros o desarrollar económicamente acumulaciones de petróleos extra pesados con reservas significativas. También hay tecnologías disponibles para producir arenas y esquistos bituminosos en operaciones similares a la minería, que sumarán recursos para el futuro.
¿Cuánto falta para que el gas entre en la categoría de commodity?
El gas natural se comercializa en mercados regionales interconectados dentro de los cuales se comporta como un commodity, por ejemplo, el Cono Sur de Sudamérica, donde los productores de Argentina y Bolivia se conectan con los mercados de Brasil, Chile y Uruguay. En éstos, la posibilidad de integración se relaciona con la infraestructura de gasoductos necesaria, lo que requiere acuerdos comerciales de largo plazo.
Por otro lado, la creciente importancia del transporte de gas natural licuado (GNL) por barcos hace posible que exista un mercado donde el gas se comporte como un verdadero commodity. Actualmente alrededor del 25% del comercio de gas natural del mundo se realiza como GNL y, dado el avance de la tecnología y la creciente demanda, se estima que seguirá creciendo. En la región hay un exportador consolidado, Trinidad y Tobago, y varios países con proyectos de licuación o gasificación en grados diferentes de avance, con lo que puede pensarse en términos de un mercado alternativo "commoditizado".
¿No cree que, aunque sea caro en términos relativos, el gas de Bolivia es la fuente más abundante y cercana?
Ciertamente Bolivia posee reservas de gas como para abastecer una fracción importante de la demanda en el Cono Sur, a lo que debemos agregar que los yacimientos bolivianos han demostrado su productividad, si bien son geológicamente complejos. El precio de los contratos debería ser comparado con otras alternativas y evaluado en términos de largo plazo, ya que hay que asegurar las obras de desarrollo y conexión necesarias.
¿Es descabellado pensar en una red de gasoductos de Sudamérica pensando, por ejemplo, en los grandes tendidos que atraviesan Asia y Europa?
Cualquier evaluación en este sentido debe planificarse a largo plazo e implica acuerdos de alto nivel geopolítico, así como importantes desafíos tecnológicos, de medio ambiente y financieros. La opción GNL aparece como más flexible, pero la propuesta final debe responder a una cuidadosa planificación y evaluación de alternativas.
Hay voces muy optimistas, como la de Oscar Vicente, que sostienen que en las áreas de frontera "tiene que haber recursos por descubrir". ¿Coincide con ese entusiasmo?
Los técnicos deben ser optimistas. Hay que aclarar que tenemos diferentes fronteras exploratorias: en las cinco cuencas maduras que están en explotación avanzada quedan conceptos exploratorios no probados que deben ser investigados y donde se está trabajando: horizontes profundos, trampas sutiles y, especialmente en la cuenca Neuquina, los denominados "tight gas reservoirs", yacimientos en formaciones de muy baja permeabilidad que son producidos con tecnologías especiales en otras regiones. Acá, si bien los factores de riesgo disminuyen por la misma madurez de las cuencas, los descubrimientos serán probablemente pequeños.
Fuera de esas cinco cuencas, la frontera exploratoria argentina combina potencial y alto riesgo en tierra y sobre todo en las nuevas cuencas en el mar, que se están comenzando a explorar y donde todavía estamos en etapas muy preliminares del conocimiento, lo que hace imposible buscar analogías con otras regiones.
Baja la producción de petróleo de la cuenca Neuquina y crece el del golfo San Jorge, ¿por qué cree que ocurre eso?
Las cuencas productoras de Argentina son maduras y algunas están en estado mayor de madurez. Pero más allá de variaciones puntuales, la tendencia en cualquier cuenca es ser declinante, tanto en producción como en reservas. Sólo un proceso sostenido de inversiones junto a la aplicación de nuevas tecnologías y las mejores prácticas de la industria va a atenuar la declinación.
¿La calidad entre el petróleo de la cuenca Neuquina y el del golfo San Jorge es tan diferente?
Los petróleos varían en composición y propiedades de un yacimiento a otro y con más razón de una cuenca a otra, en razón de los procesos geológicos diferentes en que se originan sus acumulaciones. En el caso de los petróleos de la cuenca Neuquina, se trata de crudos medianos no ácidos, sin contaminantes, los que los hace comparables a los de mayor calidad para ser usados como carga de refinerías. Ahora bien, esto es obra de la naturaleza y la industria está preparada para explotar también otros petróleos de menor calidad, si los encontramos.
Vamos camino, dicen los especialistas, a convertirnos en importadores netos de petróleo. ¿Cuándo cree que llegaremos a ese punto?
No puedo hacer predicciones, pero sabemos que el indispensable crecimiento económico se sostiene con un suministro creciente de energía. La exploración parece ser un vehículo importante que ayudará a reponer reservas y a mitigar el riesgo de la importación de petróleo.
¿En qué medida cree usted que ha avanzado la tecnología de la extracción de hidrocarburos en los últimos 30 años?
Todos los segmentos de la industria de exploración y producción de hidrocarburos se han visto transformados por la irrupción de nuevas tecnologías, en un proceso que no se detiene y la caracteriza como fuertemente innovadora. En exploración, se ha generalizado la aplicación de nuevos métodos sísmicos, especialmente la llamada 3D, que junto a las herramientas de visualización e interpretación avanzada ha mejorado la calidad de nuestros modelos del subsuelo y con ello los factores de éxito.
La aplicación de perforación direccional y horizontal, las nuevas técnicas de medición y registro de las rocas en tiempo real, el uso de equipos automatizados y las nuevas herramientas de fondo de pozo han cambiado la forma en que perforamos, aumentando la seguridad y protección del ambiente. En áreas de explotación de campos se destacan la introducción de automatización y monitoreo de operaciones, los nuevos diseños de instalaciones de extracción y proceso, así como el manejo del agua producida.
Otro cambio importante en estos años, complementario a la introducción de nuevas tecnologías, ha sido la adopción de mejores prácticas de gestión y optimización de procesos, como las gestiones de proyectos y del conocimiento.
Como vemos en varias partes del mundo, aplicando estas tecnologías hoy se desarrollan yacimientos en zonas remotas o inaccesibles, incluyendo el mar profundo, o ambientalmente sensibles, con todas las garantías, a la par que se extiende la vida útil de los campos maduros más allá de lo que se había definido como límite económico.
¿Bastaría con incrementar la oferta de equipos en el mundo para bajar los costos de perforación o esos costos son sólo la consecuencia de los altos precios internacionales de crudo?
El precio de los servicios está muy ligado al del crudo, por lo que una parte de la suba de tarifas se puede explicar así. Por supuesto, de existir una mayor oferta de equipos de perforación las condiciones de negociación podrían ser diferentes, pero hay otros factores que también influyen, como son la necesidad de contar con personas capacitadas y el peso creciente de las regulaciones.
¿No hay un cartel que pueda en este momento manejar los precios internacionales?
El proceso de formación de precios del crudo es tan complejo que hay cierto consenso en que resultaría imposible que un solo actor pudiera influir al punto de manejar los precios.
¿Puede la industria en su conjunto tomar decisiones que permitan que la enorme renta del sector se distribuya mejor o es simplemente una herramienta de los Estados?
La distribución de la renta generada ha sido materia de estudio y discusión desde los comienzos de la industria, y creo que no hay soluciones que se puedan extender linealmente de un país a otro. Sí es claro que hay roles que el Estado no puede delegar, como son la planificación y el control de los aspectos legales, operativos, contractuales, de seguridad y medio ambiente. Ciertamente lo mejor para el país será designar operadores reconocidos por su excelencia y equipar y profesionalizar a los organismos regulatorios.
