EVOLUCION DE LAS RESERVAS DE PETRÓLEO Y GAS NATURAL EN LA REPUBLICA ARGENTINA

Por Alberto Fiandesio – Octubre de 2019

La Subsecretaría de Planeamiento Energético de la Secretaría de Gobierno de Energía publicó un interesante informe sobre la evolución de las reservas de gas y petróleo, incorporando el último dato que es el del 31 de diciembre de 2018.

Recordemos que la obligación reglamentaria es que las concesionarias y permisionarias (en caso de corresponder) presenten anualmente la información de reservas.

El link correspondiente es el siguiente:

Haz clic para acceder a informe_reservas_2018v3.pdf

Haciendo uso de los beneficios de un buen informe, todohidrocarburos.com solamente hará comentarios sobre aquellos aspectos que parezcan interesantes y presentando la información de manera un poco diferente para el análisis.

Comenzando por el petróleo, presentamos el primer cuadro:

RESERVA VAR. 2017/2018 VAR. 2009/2018
COMPROBADAS 18,45% -0,55%
PROBABLES 39,85% 2,04%
POSIBLES 8,34% -3,18%
RECURSOS -0,16% 7,27%

Primeras conclusiones:

  • En las tres P se produce una variación positiva muy fuerte entre 2018 y 2017, y se mantiene en los recursos lo cual resulta lógico.
  • Las variaciones “punta a punta” entre 2018 y 2019 demuestran que recién ahora, después del fuerte repunte del 2018, se recupera el nivel de reservas de 2009.

Cuadros siguientes del informe de la SGE muestran que el aumento combinado de las P1+P2+P3+R se debe al de las reservas de los No Convencionales que subieron entre 2018 y 2017 un 71,9%, mientras que los Convencionales lo hacían un 3,8%. Entre ambas crecieron un 16,3%

En cuanto a las Cuencas, y considerando las Reservas Comprobadas, resulta:

COMPROBADAS VAR. 2017/2018 VAR. 2009/2018
AUSTRAL -7,8% -2,65%
CUYANA 14,06% -8,75%
GOLFO SAN JORGE 5,70% -0,55%
NEUQUINA 64,34% 1,88%
NOROESTE -18,66% -8,69%

De nuevo, la influencia de Vaca Muerta y los No Convencionales se pone de manifiesto con el aumento del 64,34% de la Cuenca Neuquina, que logra que el “punta a punta” de la cuenca sea positivo. Se verifica, además, dónde han decidido los concesionarios dedicar los esfuerzos inversores.

Se confirma, además, la mala performance de la Noroeste y una “impase” de la Austral que debiera revertirse.

Siguiendo el análisis con el gas natural observamos:

RESERVA VAR. 2017/2018 VAR. 2009/2018
COMPROBADAS 4,53% -0,21%
PROBABLES -0,20% 2,10%
POSIBLES 15,85% -2,18%
RECURSOS 11,02% 7,59%

Se reiteran los conceptos con estos valores ya que volvemos a ver crecimientos importantes en reservas comprobadas (no tanto como en el crudo), que, sin embargo, llevan a valores similares de diez años atrás.

También en el caso del gas natural los No Convencionales juegan un papel preponderante ya que crecen un 20,1% entre 2018 y 2017 (P1+P2+P3+R) mientras que las reservas provenientes de recursos convencionales retroceden un 5,5%.

En cuanto a las cuencas la evolución es como sigue:

COMPROBADAS VAR. 2017/2018 VAR. 2009/2018
AUSTRAL -8,05% -0,63%
CUYANA 15,47% -8,45%
GOLFO SAN JORGE -0,82% -0,15%
NEUQUINA 15,57% 2,95%
NOROESTE -14,16% -14,63%

Salvo en la cuenca Neuquina, no se ha logrado todavía alcanzar el nivel de reservas de hace una década. Aunque tanto en CGSJ como en Austral los valores son cercanos.

Resulta interesante el análisis de la importancia de los hidrocarburos no convencionales en las reservas al 31 de diciembre de 2018.

En Petróleo:

RESERVA CONVENCIONALES NO CONVENCIONALES
COMPROBADAS 82.8% 17.2%
PROBABLES 63.2% 36.8%
POSIBLES 71.4% 28.6%
RECURSOS 56.6% 43.4%

Todavía, en esta información, y respecto a las reservas comprobadas los hidrocarburos provenientes de explotaciones convencionales tienen una participación preponderante, mientras que a nivel recursos empieza a equilibrarse.

En Gas Natural:

RESERVA CONVENCIONALES NO CONVENCIONALES
COMPROBADAS 58.5% 41.5%
PROBABLES 43.9% 56.1%
POSIBLES 33.8% 66.2%
RECURSOS 17.5% 82.5%

En el caso del gas natural resulta notoria la mayor incidencia de no convencionales, llegando a una participación del 82,5% en el caso de los recursos.

CONCLUSIONES

Evolucionan hacia valores positivos las reservas en el país, de la mano de las explotaciones no convencionales.

Estos valores nos llevan nuevamente a reflexionar acerca de si será necesario que la Autoridad de Aplicación regule sobre la forma de estimar las reservas para las formaciones no convencionales.

En el caso de los recursos, la reglamentación contempla la siguiente definición:

“RECURSOS NO CONVENCIONALES: Son aquellos hidrocarburos que, por las características de la roca que los contiene, para ser recuperados requieren de tecnologías no convencionales. Se consideran en esta categoría, a los hidrocarburos ubicados en rocas de esquisto o pizarra (shale gas o shale oil), areniscas compactas (tight sands, tight gas, tight oil), capas de carbón (coal bed methane) y/o caracterizados, en general, por la presencia de rocas de baja permeabilidad.”

Pero cuando ingresamos a reservas propiamente dicho no hay nuevas definiciones.

Tarea para el hogar: ¿Hay que definir cómo determinar las reservas en explotaciones no convencionales?