La irrupción de Vaca Muerta en la escena energética nacional y la recuperación del control estatal de YPF fueron los dos factores determinantes que llevaron a que, en 2013, las reservas comprobadas de hidrocarburos crecieran por primera vez en la última década. 

Según un informe del IAE General Mosconi, basado en datos oficiales de la Secretaría de Energía de la Nación, las reservas comprobadas y probables hasta el final de la vida útil de los yacimientos, al 31 de diciembre de 2013 alcanzaban los 614 millones de TEP (4,4 mil millones de bep). Hubo un incremento del 1,3% entre 2012 y 2013.  Si bien los números no son impactantes, cobran relevancia al observar que se terminó con una tendencia negativa. Desde el 2000 y hasta 2012 se acumuló una abrumadora caída del 45%.

Si se mide el horizonte en el tiempo, la relación reservas-producción llega a 9,4 años en 2013, contra los 12,3 años de una década atrás. Por supuesto, con la economía argentina hecha añicos, en la peor crisis de la historia del país, el consumo energético era muchísimo menor que el actual.

Las reservas están determinadas no solo por la posibilidad técnica de extraer los hidrocarburos, sino también por su viabilidad económica. Desde 2013, con el desarrollo de los yacimientos no convencionales, Vaca Muerta comenzó a ser una realidad y se comenzó a transitar el camino de convertir los recursos en reservas comprobadas, probables y posibles. Otro factor determinante para la recuperación del stock de hidrocarburos fue el crecimiento de la exploración que se dio desde 2011, un 47% más que la década de los 2000.

De todos modos, el promedio anual de pozos de exploración terminados entre 2010 y 2013 es aún 29% menor que el de la década del ‘80 y 16% que en los ‘90. En los ‘80 y ’90 las cuencas productivas estaban en su apogeo; hoy ya han llegado al límite de sus posibilidades exploratorias y la mayoría de los campos están maduros. La posibilidad de hallar un yacimiento convencional importante en la actualidad es muy baja.

GAS

Según el informe del IAE, al 31 de diciembre de 2013 las reservas comprobadas de gas eran de 328.260 MMm3, un 4% más que en 2012. Desde su valor máximo histórico (año 2000), las reservas comprobadas de gas acumulan una caída del 57,8%. En 2013, con una caída de la producción del orden del 5,5%, por cada m3 producido de gas, se repusieron 1,31 m3 de reservas comprobadas, y el horizonte alcanzó los 7,9 años.

La mayor parte de la suba de las reservas gasíferas obedece al comportamiento de la Cuenca Austral, que entre 2012 y 2013 registró un crecimiento de 9.874 MMm3, el equivalente al 9,8% del total tras detener una caída que arrastraba desde 2005.  La mayor performance se dio en áreas offshore pertenecientes al Estado Nacional, operadas por Total Austral (TauroSirius y Carina-Fénix), y en Las Violetas (ROCH, onshore – Tierra del Fuego).

Mientras que en la Cuenca Neuquina crecieron 3,9%, con un incremento de 5.261 MMm3. La mejora se concentró en esta provincia en áreas operadas por YPF (Loma Campana, Rincón del Mangrullo, Aguada Toledo - Sierra Barrosa) y de PAE (Lindero Atravesado). En esos yacimientos hay una importante apuesta al desarrollo de reservorios no convencionales tight.  En la última década la Cuenca Neuquina acumula una caída del 60% y la Austral del 26%. Entre ambas contienen el 76% de las reservas totales del país.

“Entre 2012 y 2013 la mayor parte de las provincias incrementaron sus reservas comprobadas de gas natural, destacándose en términos absolutos el incremento de las reservas comprobadas en áreas offshore pertenecientes al Estado Nacional (+9.357 Mm3, +18%), seguida de la Provincia de Neuquén (+3.939 Mm3, +3,4%), provincia que concentra la mayor proporción de reservas y de producción de gas natural del país”, indica el informe.

Si se mira por empresa, YPF mostró los mejores números. Tras la renacionalización, de la mano de mayores inversiones, la petrolera conducida por Miguel Galuccio aumentó 19% sus reservas de gas.  La mayor parte del crecimiento se explica por el incremento de las reservas en áreas de producción no convencional, como Rincón del Mangrullo (tight) y Loma Campana (shale).
También tuvieron buenos resultados Total Austral y Pan American Energy (PAE). La francesa mejoró sus reservas en el offshore, mientras que la mejora de las cifras de la empresa de los Bulgheroni  obedece a los pozos del  yacimiento neuquino Lindero Atravesado (tight).

PETRÓLEO

Al 31 de diciembre de 2013 las reservas comprobadas de petróleo eran de 370.374 Mm3 (2,33 mil millones de barriles), 17% menos que en 2002 y 1% por debajo de 2012. Las reservas comprobadas cayeron con respecto al año anterior porque el índice de reposición de fue del 88%. “Desde su valor máximo histórico (año 1999), las reservas comprobadas de petróleo disminuyeron 24%”, indica el estudio del IAE, y agrega que la relación reservas-producción fue de 11,4 años.

El dato significativo -y que marca el peso que empieza a tener Vaca Muerta- está en los recursos que podrían ser recuperados bajo las condiciones tecnológicas existentes, pero que no se cuentan como reservas porque aún no son viables económicamente. Aumentaron 79% entre los dos últimos años de estudio y fueron 420% mayores que en 2006. La mayoría de ellos está en Loma Campana, el primer desarrollo masivo de Vaca Muerta que lleva adelante  YPF en sociedad con Chevron.

Entre 2012 y 2013 se observa una disminución de las reservas comprobadas de petróleo en todas las cuencas, a excepción de la Austral. La Cuenca del Golfo San Jorge, que contiene el 68% del total del país, presentó un comportamiento estable. Cuando el resto del país cayó abruptamente en la última década, en 2013 su stock fue un 34% superior al de 2012, por la incorporación de 51.525 Mm3 de reservas en Cerro Dragón en 2006.

La Cuenca Neuquina, la segunda de la Argentina (21% del total), tuvo al 31 de diciembre de 2013 una disminución del 3,2% respecto de 2012, y acumula una caída del 56% desde 2002. La provincia de Neuquén compensó la baja de la cuenca al aumentar 2,8% la producción.

De los diez principales operadores, solo YPF incrementó de manera significativa sus reservas comprobadas de crudo, con un aumento del 3,9% con respecto a 2012. “La mayor parte de dicho incremento se concentró en yacimientos no convencionales en Loma Campana y por la adquisición de las operaciones de Petrobras en Puesto Hernández (Neuquén)”, explica el estudio del IAE.

SHALE, EL QUINTO AÑO DE PRODUCCIÓN

El desarrollo de la formación Vaca Muerta inicia su quinto año de producción. En los últimos tiempos se perforó un importante número de pozos exploratorios y se pusieron en marcha proyectos de desarrollo en áreas petrolíferas y pruebas piloto en bloques gasíferos. En 2010 se hicieron los primeros descubrimientos en la zona de Loma La Lata y se realizaron pozos que por las características del shale caen abruptamente y luego se pueden mantener por varias décadas con caudales bajos pero constantes. Según los registros, tienen una declinación en el primer año en orden al 76%, que llegaría al 90% luego de 5 años de producción.