DAVID MOTTURA
Un dato importante para la industria es el de las reservas de petróleo y gas natural, aquel potencial energético que tiene la Argentina en su subsuelo y que está disponible en distintos grados según la tecnología, los precios y las condiciones existentes “arriba de la tierra”.
Durante buena parte de los años 2000, las reservas de petróleo y gas se iban “comiendo” por la falta de exploración y la maduración de los yacimientos. Entre 2002 y 2012, las reservas de petróleo disminuyeron un 17% y las de gas, un 52%.
En un reporte del 2012, la provincia del Chubut tenía el 45% de las reservas comprobadas de petróleo del país, experimentando una caída del 3,2% entre 2011 y 2012; en tanto Neuquén poseía el 37,3% de las reservas comprobadas de gas natural del país y tuvo una disminución del 8,4%.
El último informe de reservas corresponde al 2018 y revela que las de petróleo se dividían en un total de 379,8 millones de metros cúbicos (MMm3) como comprobadas, 163,2 MMm3 como probables y 86,8 MMm3 como posibles. A su vez, se estiman los “recursos” en 165,5 MMm3. En tanto, el gas natural se dividió en 371.566 MMm3 en comprobadas, 188.607 MMm3 en probables y 171.042 MMm3 en posibles. Los recursos gasíferos rondan los 399.584 MMm3.
Si se hace foco en Neuquén, es notable el crecimiento de las reservas de petróleo y gas. En buena parte por el salto de recursos a reservas en el shale de Vaca Muerta. Las reservas comprobadas de crudo neuquinas representaban el 20,2% del total nacional -Chubut lideraba con un 45%- y las de gas eran el 49,9% del total nacional.
Otro informe de la Secretaría de Energía sobre reservas, también del 2018, indica que la producción de petróleo revirtió su curva de declino entre 2017 y 2018. En ese sentido, remarca “que debería acentuarse en los próximos años conforme se desarrolle una mayor actividad de perforación con el objetivo de producir petróleo y considerando que se continúe facilitando la exportación del petróleo liviano que se produce en el país y que permita asegurar la continuidad de la explotación del petróleo en el área de la formación Vaca Muerta”.
Entre 2014 y 2018 puede observarse una marcada disminución en la producción de yacimientos convencionales con una fuerte reorientación de los inversores hacia la explotación de no convencionales.
“La Cuenca Neuquina, que presenta reservorios tanto de petróleo como de gas en Vaca Muerta, tuvo un incremento del 22,3% en la producción de gas, como resultado de la implementación de los diferentes programas de incentivo, que repercutieron positivamente, permitiendo disminuir considerablemente los costos de desarrollo y optimizar las operaciones”, destaca este informe realizado durante la gestión Macri.
Las concesiones con mayor incremento de las reservas comprobadas de petróleo en Vaca Muerta fueron Loma Campana, La Amarga Chica, Bandurria Sur, Sierras Blancas, Cruz de Lorena, Coirón Amargo Sur Oeste y La Ventana. Otras tres se añadían a la lista desde la Cuenca del Golfo San Jorge: Pampa del Castillo-La Guetta, Escalante-El Trébol y Manantiales Behr. El alza está vinculada al resultado de los proyectos piloto que se ejecutaron en esas concesiones.
En tanto, las concesiones con más aumento de sus reservas comprobadas de gas natural en Vaca Muerta fueron Fortín de Piedra, Aguada Pichana Oeste, Aguada Pichana Este, Aguada de Castro, Río Neuquén, El Mangrullo, La Calera, La Amarga Chica y Loma Campana. Desde la Cuenca Austral se sumaba Campo Indio a este repaso.
“Es interesante remarcar que el incremento en la producción de gas en la Cuenca Neuquina ha sido tan significativo que durante los meses de invierno se ha alcanzado la capacidad máxima de evacuación de los gasoductos hacia Buenos Aires, acompañando la alta demanda invernal y generando para el período estival un excedente de gas que ha permitido una significativa reactivación en las exportaciones, principalmente hacia la República de Chile”, señalaba aquel informe.
Pareciera que son lo mismo, pero a nivel técnico las reservas de petróleo y gas tienen clasificaciones. Existen varias, pero hay tres que son las más importantes para tener en cuenta y una que es un “plus”.
Las reservas probadas o comprobadas (las P1) son las que se pueden poner en producción inmediatamente con la tecnología disponible, ubicadas en áreas actualmente explotadas.
Las reservas probables (las P2) no tienen suficiente información geológica y sus reservorios todavía no están del todo investigados. Simplemente se ha realizado una comparación de la información existente y se puede “sospechar” si el volumen de hidrocarburos vale la pena.
Luego están las reservas posibles (P3), que tienen un nivel más de dificultad para su explotación puesto que todavía no hay certezas ni del volumen ni de la tecnología que debería utilizarse para producirlas.
Por último, los recursos. El término tomó relevancia con la explotación de hidrocarburos no convencionales. Es el volumen total de hidrocarburos existente en las rocas de subsuelo. Los informes de Estados Unidos sobre Vaca Muerta y otras rocas shale acuñaron el término “técnicamente recuperables”. A cualquier precio, claro.
