presentan las reservas hidrocarburiferas argentinas.
En 1992 las reservas de crudo ascendían a 320.75 millones de m3, y entre 1993 y 2004 se incorporaron 572.3 millones de m3, y se produjeron 523.05 millones de metros cúbicos, quedando un remanente de reservas de unos 370.0 millones de m3 a fin de 2004.

Por su parte, los pozos que están actualmente en producción, permiten calcular el promedio de la producción por pozo, que venia creciendo desde 1990 y se estanco a partir de 1995 en menos de 10 m3 diarios por pozo, y a partir de 1999 comienzan a declinar y hoy se ubican en unos 6.5 m3 diarios por pozo.

Aunque se incorporaron sistemáticamente nuevos pozos productivos y reactivaron pozos viejos marginales –además de mejoras extractivas con recuperación secundaria y otras técnicas- la producción no aumenta.

La reposición se logro con importantes inversiones en exploración, en aplicación de nuevas tecnologías para aumentar el factor de recuperación de petróleo y en instalaciones para poder extraer y movilizar el doble del volumen que se manejaba en 1992. La disminución de las reservas y la productividad por pozo, evidencian la madurez de los yacimientos la falta de incorporación de nuevas reservas de petróleo y la necesidad de motorizar importantísimas inversiones.

BAJA EN LAS RESERVAS DE GAS NATURAL

A diferencia de la producción petrolera, la producción gasifera aumento sensiblemente, marcando en el 2004 un record histórico de la producción de casi 52.4 mil millones de m3, lo que representa una suba del 3.39% respecto de los 50.2 mil millones de metros cúbicos producidos en el 2003. Este aumento de la producción, con escasa reposición ha resentido drásticamente las reservas.

La producción de gas natural aumento de 23 mil millones de m3 en 1990 a casi 52.4 mil millones de m3 en el 2004, lo que representa un aumento de 120%. Entre 1993 y 2004 se incorporaron reservas por 477.76 mil millones de m3.

Las reservas comprobadas habían aumentado de 540 mil millones de m3 en 1992 a 777.61 mil millones m3 en 2000, lo que represento un incremento de mas del 44%, lo que aseguraba un horizonte de reservas de 17 años.

Sin embargo, según los datos aun no revelados públicamente – hasta el cierre de esta edición- en el año 2004 la reservas habrían caído a unos 540 mil millones de m3, o sea un 30% menos que el pico del año 2003 llegando el horizonte de reservas a 10 años. El virtual congelamiento de precios del gas natural (exceptuando los de exportación) desde la salida de la convertibilidad ha puesto un freno a las inversiones en exploración del fluido. A esta situación debe sumarse el alza desorbitado de los precios internacionales del crudo.

Esta combinación produjo una fuerte demanda adicional de gas que no ha podido ser prevista y que busco sustituir combustibles líquidos de precios superiores, tanto por parte de usuarios industriales como automotores vía conversión de GNC.

Se desarticulo la armonía del mercado produciéndose una transferencia de recursos del sistema gasifero al sector industrial, de generación eléctrica y automotor, que hizo entrar en crisis al sistema de producción transporte y distribuidor de gas natural que ha visto estancada a su expansión desde 20014 en 120.8 millones de m3 diarios luego de un crecimiento constante desde 1993 de casi un 70% de la capacidad instalada. Ahora, tras el sendero de precios del gas natural acordado por Energía con las compañías, parecen acercarse a la realidad los valores de los hidrocarburos aunque no parecen suficientes para un ambicioso plan exploratorio.

PERFORACION Los pozos de producción perforados entre 1990 y 2004, fueron en aumento hasta alcanzar un máximo de 1745 en 1995 y cayeron desde los inicios de 1997 hasta un mínimo de 770 en 1999, esto como consecuencia de la caída del precio del petróleo, pero repuntan en el año 2001 hasta alcanzar los 1432 con el alza de los precios del crudo. En el año 2004 los pozos perforados suman 1167.

Pese al record histórico de los precios del crudo, esta circunstancia no se refleja en la cantidad de pozos perforados debidos al desaliento en la inversión: los pozos exploratorios que habían llegado a 164 en 1995 se redujeron a 63 en 1998 y a tan solo 29 en el 2004. La Argentina tiene actualmente solo 5 cuencas sedimentarias productivas de las 24 existentes. De esas 5 falta explorar el 50% y en profundidad falta investigar un 30% de los probables horizontes productivos. El resto de las cuencas que ocupan cerca del 80% del total de la superficie, se encuentra subexplotada.

De estos datos puede decirse que existe un gran potencial para encontrar reservas invirtiendo en exploración de muy alto riesgo aunque no seria en el corto plazo, mas aun si se tarta de exploración y producción offshore.

EL FUTURO ENERGETICO

En la matriz energética de la Republica Argentina, el gas natural ocupa en 48.40%, el petróleo el 37.60%, la hidroelectricidad el 5.25%, la energía nuclear el 3.19% y las otra fuentes de energía primaria como el carbón, la leña, el bagazo de caña y otras energías alternativas totalizan un 5.55%. Estas cifras muestran una alta dependencia de los hidrocarburos y no pareciera que en futuro cercano esta estructura se fuera a modificar, mas bien tendería a profundizarse si tenemos en cuanta las dos centrales térmicas de 800 Mw. a gas natural anunciadas por la Secretaria de Energía con licitación en noviembre de 2005.

Existen otros proyectos gubernamentales en carpeta como el aumento de la cota a 83 MT de Yacyreta, Corpus Christi, parques eolicos, la central nuclear a terminar, Atucha II y proyectos de desarrollo a biodiesel. Todos aparecen lejanos en el tiempo. El sector hidrocarburifero viene reclamando desde hace rato largo la necesidad de seguir explorando en las áreas de alto y muy alto riesgo y una solución a los vencimientos de los contratos de Concesión de las distintas áreas productivas, además de la sanción por parte del Estado de medidas tendientes a estimular el 9incremento del factor de recuperación final de las reservas con alivios impositivos y el incentivo a la exploración con mediadas que atraigan a los inversores.