YPF ya destina el 60% de la inversi贸n a la explotaci贸n no convencional en diversos yacimientos, todos de la Cuenca Neuquina.

A pesar de presentar costos superiores a los de la actividad convencional, un informe elaborado por la subsecretar铆a de Programaci贸n Microecon贸mica del Ministerio de Hacienda destaca que se han venido logrando grandes avances en la productividad del no convencional, a punto tal que la recuperaci贸n de la producci贸n de hidrocarburos se explica exclusivamente por los resultados en el segmento no convencional. Si bien los datos sobre producci贸n incluidos en el informe abarcan hasta el primer cuatrimestre, permiten ver una tendencia que se extiende al resto del a帽o. Entre enero y abril, la producci贸n de gas no convencional se increment贸 un 28%, frente a la ca铆da del convencional del 5% y el gas no convencional ya explica el 32% del gas natural total. Por su parte, la producci贸n de crudo no convencional creci贸 35%, conteniendo la ca铆da de 2% convencional. De este modo, el petr贸leo no convencional ya explica el 11% del total.

El 60% del gas natural y el 41% del crudo provienen de la cuenca neuquina. All铆 se revirti贸 la tendencia negativa en la producci贸n gas铆fera a partir del desarrollo no convencional en 2014 y en los primeros cuatro meses de este a帽o la producci贸n creci贸 5%, mientras que la extracci贸n de crudo creci贸 3%, impulsada por el desarrollo de shale oil.

La inversi贸n en explotaci贸n y exploraci贸n en 2017 fue de US$ 6.700 millones y los desembolsos comprometidos este a帽o suman US$ 8.000 millones. YPF explic贸 36% del total invertido en 2017, proporci贸n que se elevar铆a a 40% en 2018. El 60% se destina a la explotaci贸n no convencional en diversos yacimientos, todos ellos en la cuenca neuquina. En menor importancia le siguen PAE con 15%, principalmente Cerro Drag贸n, donde se extrae producci贸n convencional; Total Austral con 9%, destac谩ndose el yacimiento no convencional Aguada Pichana Este; y Tecpetrol con 9%, principalmente Fort铆n de Piedra, que tambi茅n es no campo de producci贸n no convencional.

Lo que se observa en el informe de Hacienda es que los desarrollos no convencionales contin煤an ganando en importancia, aunque sin apreciarse grandes esfuerzos en exploraci贸n, como puede verse en el Gr谩fico 1.

El menor riesgo de los desarrollos no convencionales atrajo el inter茅s del sector, captando progresivamente mayores inversiones a partir de una mejora significativa en la productividad. Espec铆ficamente, creci贸 la longitud promedio y el n煤mero de fracturas por pozo. Entre 2014 y 2016, la estimaci贸n de recuperaci贸n final (EUR) por pozo se elev贸 de 455.000 barriles de crudo a 570.000. Se mejoraron los tiempos de perforaci贸n un 50%, ascendiendo de 393 pies c煤bicos/d铆a a 578.

El costo de perforaci贸n de un pozo horizontal de 17 fracturas cay贸 de US$ 15 millones a US$ 8,2 millones, aunque el costo a煤n duplica los valores observados en Estados Unidos. YPF logr贸 disminuir, en Loma Campana su break even de 80 US$/barril a valores levemente superiores a 40 US$/Barril.

Tomando a YPF como firma representativa, en 2017 se aprecia una ca铆da, en d贸lares, de los costos de producci贸n de gas y petr贸leo al contrastar frente a 2015. Destacando la reducci贸n en Costos Directos de Producci贸n en Campo (Lifting Cost).

鈥淟a firma ha realizado progresivamente esfuerzos en el campo no convencional, logrando importantes avances en productividad. Esta evoluci贸n en sus costos, en conjunto a la evoluci贸n de los precios locales, conllev贸 a un incremento interanual en los resultados operativos en d贸lares del primer trimestre de 2018 de 62%鈥�, destaca el informe oficial. Debe considerarse que los costos de extracci贸n pueden variar entre firmas, dado que los mismos no solo dependen de la tecnolog铆a disponible, sino tambi茅n de las condiciones naturales del yacimiento a desarrollar.

El detalle por empresas muestra que YPF, la firma de mayor presencia en la producci贸n de ambos hidrocarburos, extrae 40% de su crudo y 7% del gas natural de la cuenca Golfo de San Jorge, y 50% y 93% de estos fluidos de la cuenca Neuquina. Pan American Energy, segunda firma en importancia en producci贸n de crudo, extrae 96% y 60% del petr贸leo y gas natural desde la cuenca Golfo de San Jorge.

Total Austral, segunda firma en importancia en producci贸n de gas natural, extrae 66% de este fluido desde la cuenca Austral (off shore), y el restante desde la cuenca Neuquina.

Por 煤ltimo, sobresale Tecpetrol que increment贸 r谩pidamente su relevancia, al elevar su participaci贸n en la producci贸n gas铆fera del 3% en 2017, al 5% en los primeros cuatro meses de 2018. El 50% del gas extra铆do proviene del yacimiento Fort铆n de Piedra. Esta explotaci贸n de shale gas increment贸 250% su producci贸n entre los meses de enero y abril de 2018.