Por Alberto Fiandesio – Septiembre de 2023
La Secretaría de Energía publicó las reservas de petróleo y gas natural al 31 de diciembre de 2022.
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:
http://datos.minem.gob.ar/dataset/reservas-de-petroleo-y-gas
NOTA: Todos los datos utilizados son Al Fin de la Vida Útil de los Yacimientos
RESERVAS DE PETRÓLEO CRUDO
RESERVAS POR TIPO (Mm3)
| RESERVA | 2018 | 2019 | 2020 | 2021 | 2022 |
| COMPROBADAS | 379,796 | 407,420 | 383,280 | 451,231 | 449,586 |
| PROBABLES | 163,257 | 174,453 | 193,865 | 235,252 | 236,816 |
| POSIBLES | 86,849 | 86,973 | 99,667 | 148,949 | 152,883 |
| RECURSOS | 169,501 | 163,252 | 155,374 | 682,920 | 781,303 |
| TRES P (90-50-10) | 432,129 | 462,602 | 451,851 | 538,629 | 538,323 |
TRES P = 90% Comprobadas + 50% Probables + 10% Posibles
VARIACIÓN DE LAS RESERVAS DE CRUDO POR TIPO
| RESERVAS | VAR. 2019/2018 | VAR. 2020/2019 | VAR. 2021/2020 | VAR. 2022/2021 |
| COMPROBADAS | 7.27% | -5.93% | 17.73% | -0.36% |
| PROBABLES | 6.86% | 11.13% | 21.35% | 0.66% |
| POSIBLES | 0.14% | 14.60% | 49.45% | 2.64% |
| RECURSOS | -3.69% | -4.83% | 339.53% | 14.41% |
| TRES P (90-50-10) | 7.05% | -2.32% | 19.20% | -0.06% |
RESERVAS COMPROBADAS DE CRUDO POR CUENCA (Mm3)
| COMPROBADAS | 2018 | 2019 | 2020 | 2021 | 2022 |
| AUSTRAL | 10,716 | 10,180 | 8,555 | 7,850 | 6,093 |
| CUYANA | 14,744 | 7,060 | 6,757 | 8,954 | 2,905 |
| GOLFO SAN JORGE | 232,513 | 224,866 | 208,445 | 209,604 | 192,913 |
| NEUQUINA | 118,606 | 162,287 | 156,903 | 222,332 | 245,546 |
| NOROESTE | 3,217 | 3,027 | 2,621 | 2,492 | 2,129 |
| TOTAL | 379,796 | 407,420 | 383,281 | 451,231 | 449,586 |
VARIACIÓN DE LAS RESERVAS COMPROBADAS DE CRUDO POR CUENCA
| COMPROBADAS | 2019/2018 | 2020/2019 | 2021/2020 | 2022/2021 |
| AUSTRAL | -5.00% | -15.96% | -8.24% | -22.39% |
| CUYANA | -52.12% | -4.29% | 32.51% | -67.55% |
| GOLFO SAN JORGE | -3.29% | -7.30% | 0.56% | -7.96% |
| NEUQUINA | 36.83% | -3.32% | 41.70% | 10.44% |
| NOROESTE | -5.91% | -13.41% | -4.93% | -14.58% |
| TOTAL | 7.27% | -5.93% | 17.73% | -0.36% |
RESERVAS CONVENCIONALES DE PETRÓLEO CRUDO (Mm3)
| RESERVA | 2018 | 2019 | 2020 | 2021 | 2022 |
| COMPROBADAS | 318,213 | 297,388 | 264,880 | 274,007 | 230,230 |
| PROBABLES | 106,737 | 104,778 | 98,525 | 107,324 | 87,529 |
| POSIBLES | 64,353 | 61,406 | 58,465 | 56,909 | 40,746 |
| RECURSOS | 93,333 | 100,399 | 76,134 | 172,838 | 161,802 |
VARIACIÓN RESERVAS CONVENCIONALES DE PETRÓLEO CRUDO
| RESERVA | VAR. 2019/2018 | VAR. 2020/2019 | VAR. 2021/2020 | VAR. 2022/2021 |
| COMPROBADAS | -6.54% | -10.93% | 3.45% | -15.98% |
| PROBABLES | -1.84% | -5.97% | 8.93% | -18.44% |
| POSIBLES | -4.58% | -4.79% | -2.66% | -28.40% |
| RECURSOS | 7.57% | -24.17% | 127.02% | -6.39% |
RESERVAS NO CONVENCIONALES DE PETRÓLEO CRUDO (Mm3)
| RESERVA | 2018 | 2019 | 2020 | 2021 | 2022 |
| COMPROBADAS | 61,583 | 110,032 | 118,400 | 177,225 | 219,355 |
| PROBABLES | 56,520 | 69,675 | 95,340 | 127,928 | 149,287 |
| POSIBLES | 22,496 | 25,567 | 41,202 | 92,040 | 112,137 |
| RECURSOS | 76,168 | 62,853 | 79,240 | 510,083 | 726,689 |
VARIACIÓN RESERVAS NO CONVENCIONALES DE PETRÓLEO CRUDO
| RESERVA | VAR. 2019/2018 | VAR. 2020/2019 | VAR. 2021/2020 | VAR. 2022/2021 |
| COMPROBADAS | 78.67% | 7.61% | 49.68% | 23.77% |
| PROBABLES | 23.28% | 36.83% | 34.18% | 16.70% |
| POSIBLES | 13.65% | 61.16% | 123.38% | 21.84% |
| RECURSOS | -17.48% | 26.07% | 543.72% | 42.47% |
COMPOSICIÓN DE LAS RESERVAS DE PETRÓLEO CRUDO
RELACIÓN RESERVAS/PRODUCCIÓN DE PETRÓLEO CRUDO (Volúmenes en Mm3 y Relación en Años)
| CONCEPTO/AÑO | 2009 | 2018 | 2019 | 2020 | 2021 | 2022 |
| PRODUCCIÓN | 35,032 | 28,405 | 29,516 | 27,956 | 29,780 | 33,792 |
| COMPROBADAS | 399,296 | 379,796 | 407,420 | 383,280 | 451,231 | 449,586 |
| PROBABLES | 136,129 | 163,257 | 174,453 | 193,865 | 235,252 | 236,816 |
| POSIBLES | 116,189 | 86,849 | 86,973 | 99,667 | 148,949 | 152,883 |
| MIX | 439,050 | 432,129 | 462,602 | 451,851 | 538,629 | 538,323 |
| RELACIÓN | 12.53 | 15.21 | 15.67 | 16.16 | 18.09 | 15.93 |
La relación (R) está calculada como el cociente entre el mix de reservas (M) y la producción (P).
R = M/P
Mientras que M surge de la siguiente polinómica desarrollada con las reservas comprobadas (C), las probables (PR) y las posibles (PS):
M = 90% C + 50% PR + 10% PS
RESERVAS DE GAS NATURAL
RESERVAS POR TIPO (MMm3)
| RESERVA | 2018 | 2019 | 2020 | 2021 | 2022 |
| COMPROBADAS | 371,566 | 400,231 | 397,246 | 415,988 | 434,736 |
| PROBABLES | 188,607 | 190,523 | 191,661 | 182,750 | 187,849 |
| POSIBLES | 171,042 | 134,670 | 153,560 | 161,253 | 130,588 |
| RECURSOS | 399,584 | 415,020 | 360,068 | 859,721 | 1,661,032 |
| TRES P (90-50-10) | 445,817 | 468,937 | 468,708 | 481,890 | 498,245 |
VARIACIÓN DE LAS RESERVAS DE GAS NATURAL POR TIPO
| RESERVA | VAR. 2019/2018 | VAR. 2020/2019 | VAR. 2021/2020 | VAR. 2022/2021 |
| COMPROBADAS | 7,71% | -0.75% | 4.72% | 4.51% |
| PROBABLES | 1,02% | 0.60% | -4.65% | 2.79% |
| POSIBLES | -21,26% | 14.03% | 5.01% | -19.02% |
| RECURSOS | 3,86% | -13.24% | 138.77% | 93.21% |
| TRES P (90-50-10) | 5.19% | -0.05% | 2.81% | 3.39% |
RESERVAS COMPROBADAS DE GAS NATURAL POR CUENCA (MMm3)
| COMPROBADAS | 2018 | 2019 | 2020 | 2021 | 2022 |
| AUSTRAL | 107,739 | 101,040 | 96,130 | 88,592 | 76,244 |
| CUYANA | 418 | 206 | 225 | 233 | 75 |
| GOLFO SAN JORGE | 43,798 | 42,464 | 36,393 | 37,563 | 33,401 |
| NEUQUINA | 204,711 | 242,940 | 252,382 | 278,526 | 317,748 |
| NOROESTE | 14,900 | 13,581 | 12,116 | 11,075 | 7,267 |
| TOTAL | 371,566 | 400,231 | 397,246 | 415,988 | 434,736 |
VARIACIÓN RESERVAS COMPROBADAS DE GAS NATURAL POR CUENCA
| COMPROBADAS | 2019/2018 | 2020/2019 | 2021/2020 | 2022/2021 |
| AUSTRAL | -6.22% | -4.86% | -7.84% | -13.94% |
| CUYANA | -50.67% | 9.00% | 3.86% | -67.73% |
| GOLFO SAN JORGE | -3.05% | -14.30% | 3.21% | -11.08% |
| NEUQUINA | 18.68% | 3.89% | 10.36% | 14.08% |
| NOROESTE | -8.85% | -10.79% | -8.60% | -34.38% |
| TOTAL | 7.71% | -0.75% | 4.72% | 4.51% |
RESERVAS CONVENCIONALES DE GAS NATURAL (MMm3)
| RESERVA | 2018 | 2019 | 2020 | 2021 | 2022 |
| COMPROBADAS | 221,933 | 208,095 | 183,032 | 171,399 | 138,237 |
| PROBABLES | 108,905 | 94,215 | 88,635 | 87,226 | 55,976 |
| POSIBLES | 85,296 | 74,051 | 65,322 | 65,063 | 31,855 |
| RECURSOS | 72,570 | 119,485 | 98,161 | 133,032 | 91,073 |
VARIACIÓN RESERVAS CONVENCIONALES DE GAS NATURAL
| RESERVA | VAR. 2019/2018 | VAR. 2020/2019 | VAR. 2021/2020 | VAR. 2022/2021 |
| COMPROBADAS | -6.23% | -12.04% | -6.36% | -19.35% |
| PROBABLES | -13.49% | -5.92% | -1.59% | -35.83% |
| POSIBLES | -13.18% | -11.79% | -0.40% | -51.04% |
| RECURSOS | 64.65% | -17.85% | 35.52% | -31.54% |
RESERVAS NO CONVENCIONALES DE GAS NATURAL (MMm3)
| RESERVA | 2018 | 2019 | 2020 | 2021 | 2022 |
| COMPROBADAS | 149,633 | 192,136 | 214,215 | 244,589 | 296,499 |
| PROBABLES | 79,702 | 96,341 | 103,026 | 95,524 | 131,872 |
| POSIBLES | 85,746 | 60,619 | 88,238 | 96,190 | 98,733 |
| RECURSOS | 327,014 | 295,535 | 261,907 | 726,689 | 1,569,960 |
VARIACION RESERVAS NO CONVENCIONALES DE GAS NATURAL
| RESERVA | VAR. 2019/2018 | VAR. 2020/2019 | VAR. 2021/2020 | VAR. 2022/2021 |
| COMPROBADAS | 28.40% | 11.49% | 14.18% | 21.22% |
| PROBABLES | 20.88% | 6.94% | -7.28% | 38.05% |
| POSIBLES | -29.30% | 45.56% | 9.01% | 2.64% |
| RECURSOS | -9.63% | -11.38% | 177.46% | 116.04% |
COMPOSICIÓN DE LAS RESERVAS DE GAS NATURAL
RELACIÓN RESERVAS/PRODUCCIÓN GAS NATURAL (Volúmenes en Mm3 y Relación en Años)
| CONCEPTO/AÑO | 2009 | 2018 | 2019 | 2020 | 2021 | 2022 |
| PRODUCCIÓN | 48,419 | 47,201 | 49,350 | 45,096 | 45,293 | 48,409 |
| COMPROBADAS | 378,820 | 371,566 | 400,231 | 397,246 | 415,988 | 434,736 |
| PROBABLES | 156,400 | 188,607 | 190,523 | 191,661 | 182,750 | 187,849 |
| POSIBLES | 208,548 | 171,042 | 134,670 | 106,524 | 161,253 | 130,588 |
| MIX | 439,993 | 445,817 | 468,937 | 464,005 | 481,890 | 498,245 |
| RELACIÓN | 9.09 | 9.45 | 9.50 | 10.29 | 10.64 | 10.29 |
EVOLUCIÓN DE LAS RESERVAS TRES P DE PETRÓLEO Y GAS NATURAL DESDE 2009
En los últimos años hemos verificado un avance importante en la certificación de reservas y recursos no convencionales, en consonancia con el desarrollo de la formación Vaca Muerta, en la Cuenca neuquina.
Mostramos a continuación dos gráficos que demuestras esa evolución:
En el primero vemos la declinación operada en la exploración Convencional, más acentuada en gas natural.
Por el contrario, en la explotación No Convencional avanza notablemente la incorporación de reservas y recursos.
CONCLUSIONES
Petróleo: La evolución 2022/2021 de las reservas comprobadas fue negativa en 0,36% a nivel general. Casi sin variación. Aunque la variación anterior había sido positiva en 17,73%.
En la Neuquina, basada en los No Convencionales, la evolución positiva fue del 10,44% y se constituye en la única cuenca que crece.
Cayeron la Cuyana (-67,15% y la Cuenca del Golfo San Jorge (-7,96%), la Austral (-22,39%) y la del Noroeste (-14,58%).
En los yacimientos convencionales bajaron las reservas comprobadas en un 15,98%, mientras que en las explotaciones no convencionales hubo un crecimiento del 23,77%.
La participación de las reservas no convencionales pasó del 27,0% en el 2019, al 30,9% en 2019, al 39,3% al 31 de diciembre de 2021 y al 48,8% al 31 de diciembre de 2022.
Gas Natural: Las reservas comprobadas aumentaron un 4,51% al 31 de diciembre de 2022 respecto del mismo día del 2021.
La situación general es similar a la del crudo, ya que la única cuenca que crece en reservas comprobadas es la Neuquina (+14,08%).
El resto de las cuencas cae en los guarismos según el siguiente detalle: Cuyana (-67,73%), Golfo San Jorge (-11,08%), Austral (-13,93%) y Noroeste (-34.38%).
Las reservas comprobadas convencionales de gas natural bajaron un 19,35% mientras las no convencionales subieron un 21,22%.
De esta forma, la proporción de no convencionales sobre el total subió del 48% en 2019 a 53,9% al 2020, al 58.8% en 2021 y al 68,2% en 2022.
Como resumen de estos valores se puede inferir que siguen sin aparecer de forma notoria la incorporación de reservas provenientes de la exploración no convencional.
El único número que destaca sobre los demás es el crecimiento del 93,2% de los recursos de gas natural. Esto podría estar reflejando la situación de incertidumbre respecto de la posibilidad política de tratar de transformar esos recursos en reservas. La cuestión técnica está casi saldada y la económica transita por carriles previsibles, aunque la eliminación de todo tipo de restricciones en vigencia serviría para mejorarla. Falta la política.
Al igual que en el informe del año pasado, debemos 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 sigue sin haber nuevas definiciones.
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