A partir de 2018, la Cuenca Neuquina explicó el aumento de las reservas comprobadas del país. En 2022, las reservas aumentaron en todas sus mediciones.

La aventura de Vaca Muerta no solo permitió contrarrestar el declino de los yacimientos convencionales sino también permitirle al país con ser un neto exportador de hidrocarburos. Los indicadores de los últimos años han sido más que positivos y la industria ya piensa en el siguiente nivel del shale.

Según el informe del Instituto Argentino de Energía (IAE) “General Mosconi”, entre el 2013 y 2023, la producción de petróleo presentó una caída hasta mediados del año 2018 en un contexto donde las reservas comprobadas, probables y posibles también disminuían. Ese panorama cambió a partir de 2018 cuando las reservas comprobadas comenzaron a recuperarse, con la excepción del año 2020.

En 2022, y por segundo año consecutivo, las reservas han aumentado en todas sus mediciones, incluso los recursos, y reflejan los niveles más altos de la década.

En ese mismo año, las reservas comprobadas de petróleo fueron 24,3% mayores a las registradas en el año 2013, lo cual implica una tasa promedio anual del 2,2% en el periodo. De la misma manera han aumentado las reservas probables un 7,4% promedio anualmente a la vez que son 103,3% superiores a las del año 2012.

Por otra parte, las reservas posibles son 78,9% mayores respecto del año 2012 y crecen a una tasa promedio anual del 6% en la última década. Los recursos contingentes de petróleo aumentan 25,3% en promedio anual y son 856% mayores a los del año 2012.

Además, en el año 2022, las reservas comprobadas de petróleo crecen al igual que las demás categorías respecto al año anterior: las reservas comprobadas son 3,1% mayores, las probables y las posibles 7,3% y 11,2% superiores respectivamente. Por otra parte, los recursos contingentes crecieron 15,6% respecto de 2021.

El efecto Vaca Muerta

El trabajo del IAE también describe que las reservas comprobadas presentan una evolución diferente entre las cuencas argentinas. En la última década crecieron las reservas comprobadas únicamente en la Cuenca Neuquina: son 212% superiores a las del año 2012 y crecieron a una tasa promedio anual del 12,1%.

Asimismo, las Cuencas Noroeste, Cuyana, Golfo San Jorge y Austral presentan niveles de reservas Comprobadas muy inferiores a las del año 2012: son 47,8%, 86,2%, 20,9% y 50,2% menores respectivamente.

Por otra parte, respecto de 2021 la única cuenca que incrementó sus reservas comprobadas es la Neuquina con un aumento del 14,3%. Adicionalmente, las cuencas Noroeste, Cuyana, Golfo San Jorge y Austral disminuyen sus reservas comprobadas 2,1%, 63,2%, 4,9% y 19,8% respecto del año anterior.

Las cuencas Noroeste, Cuyana, Golfo San Jorge y Austral disminuyen sus reservas Comprobadas 6,3%, 18%, 2,3% y 6,7% en promedio anualmente.

La caída absoluta y tendencial en las cuencas convencionales revela la muy escasa exploración en estas áreas, y se correlaciona con la declinación crónica de la producción de petróleo convencional.

El área de shale gas La Calera, en la formación Vaca Muerta.

El área de shale gas La Calera, en la formación Vaca Muerta.

Vaca Muerta también impulsa el gas

En el caso del gas también hay un gran efecto de Vaca Muerta. Las reservas comprobadas, probables, posibles y los recursos aumentaron un 3,7%, 4,5%, 1,1% y 15,2% promedio anual en la última década respectivamente. A su vez, son 43,2%, 55,5%, 12% y 310,8% superiores a las existentes en el año 2012.

En el año 2022 las reservas comprobadas de gas son 8,6% superiores a las del año anterior mientras que las probables y posible son 21,9% y 1,3% superiores a las del año 2021 respectivamente. Por otra parte, los recursos de gas se redujeron 2,6% respecto de 2021.

Por otra parte, las reservas comprobadas de gas aumentan solo en la Cuenca Neuquina: son 17,6% superiores respecto del año anterior. Además, es la única cuenca que aumenta el nivel de reservas comprobadas respecto a 2012 con un incremento absoluto del 143,9% y una tasa promedio anual de crecimiento de 9,3% en el periodo.

Adicionalmente, las cuencas Noroeste, Cuyana, Golfo San Jorge y Austral disminuyeron 4,9%, 33,6%, 9,1% y 8,7% en relación al año 2022 respectivamente.

Un panorama crítico

Las cuencas Noroeste y Cuyana presentan niveles de reservas comprobadas de gas muy inferiores a las del año 2012: son 66,9% y 79,6% menores respectivamente. Asimismo, las cuencas Golfo San Jorge y Austral muestra un nivel 29,5% y 19,8% menor en relación a las existentes en el año 2012 respectivamente.

Las cuencas Noroeste, Cuyana, Golfo San Jorge y Austral disminuyen sus reservas comprobadas un 10,5%, 14,7%, 3,4% y 2,2% en promedio anualmente.

Al igual que en el caso del petróleo, la caída absoluta y tendencial en la mayoría de las cuencas convencionales de gas revela la muy escasa exploración en estas áreas, y se correlaciona con la declinación crónica de la producción de gas natural convencional.

“La menor inversión en exploración redunda en un menor nivel de descubrimientos de nuevos yacimientos, lo que trae aparejado, indefectiblemente, una menor producción conforme el paso del tiempo debido a que los rendimientos decrecientes de los yacimientos”, subraya el informe.

“La exploración en áreas poco exploradas de cuencas existentes, o en nuevas cuencas, ha tenido escaso desarrollo en Argentina en al menos los últimos 20 años, dando como resultado la extracción de hidrocarburos en yacimientos maduros y de alto costo de producción con rendimientos decrecientes. De esto se desprende que sin exploración de riesgo la producción hidrocarburífera convencional del país indefectiblemente seguirá su sendero de declinación en el mediano/largo plazo”, considera el trabajo.