Crecen las reservas en Vaca Muerta

Entre 2012 y 2017, las reservas comprobadas de shale oil crecieron 16 veces mientras que las de gas no convencional se quintuplicaron. Aún se certifica una parte ínfima de los recursos.

Por Cristian Navazo – Especial

Para una compañía petrolera el principal activo, el que define su valor en el mercado, son las reservas de petróleo y gas que podrá desarrollar. Una empresa goza de buena salud en la medida que pueda reemplazar en su stock cada barril que produce. En el caso de Vaca Muerta, una roca madre que contiene recursos gigantescos, su valor va creciendo a medida que avanza la pericia de las operadoras para que sus pozos sean económicamente rentables.

De acuerdo a las últimas estadísticas de la Secretaría de Energía disponibles, Vaca Muerta ya aporta 17.169 millones de metros cúbicos (MMm3) de reservas comprobadas, es decir aquellas que, de acuerdo al análisis de datos geológicos y de ingeniería, pueden ser estimadas con razonable certeza sobre la base de ser comercialmente recuperables.

En al caso de las formaciones no convencionales, certificar reservas es una tarea muy compleja, ya que la cantidad de hidrocarburos que se pueden recuperar varía a medida que las empresas van afinando la forma más eficiente y menos costosa de poner los pozos en producción. Los avances tecnológicos y de ingeniería son constantes en una cuenca donde la aventura del shale recién está en sus albores.

Para una compañía petrolera el principal activo, el que define su valor en el mercado, son las reservas de petróleo y gas que podrá desarrollar. Una empresa goza de buena salud en la medida que pueda reemplazar en su stock cada barril que produce. En el caso de Vaca Muerta, una roca madre que contiene recursos gigantescos, su valor va creciendo a medida que avanza la pericia de las operadoras para que sus pozos sean económicamente rentables.

De acuerdo a las últimas estadísticas de la Secretaría de Energía disponibles, Vaca Muerta ya aporta 17.169 millones de metros cúbicos (MMm3) de reservas comprobadas, es decir aquellas que, de acuerdo al análisis de datos geológicos y de ingeniería, pueden ser estimadas con razonable certeza sobre la base de ser comercialmente recuperables.

En al caso de las formaciones no convencionales, certificar reservas es una tarea muy compleja, ya que la cantidad de hidrocarburos que se pueden recuperar varía a medida que las empresas van afinando la forma más eficiente y menos costosa de poner los pozos en producción. Los avances tecnológicos y de ingeniería son constantes en una cuenca donde la aventura del shale recién está en sus albores.

Hoy Vaca Muerta contiene el 37,5 por ciento de las reservas comprobadas totales de la provincia de Neuquén (37.731 Mm3). Hace pocos años, en 2012, antes de la firma del acuerdo entre YPF y Chevron que puso en marcha Loma Campana, el primer desarrollo masivo del shale oil fuera de Norteamérica, apenas aportaba 1.052 Mm3, es decir el 2,5 por ciento del total del crudo neuquino.

Los pozos no convencionales han sostenido la caída de las reservas que ha sufrido en los últimos años la provincia producto de la madurez de los yacimientos maduros y de la abrupta baja de la cotización del petróleo a partir de 2014.

Desde 2012, tras la estatización del 51 por ciento del paquete accionario de YPF, las reservas petroleras de Neuquén comenzaron a recuperarse, para alcanzar un pico de 44.159 Mm3 en 2015.

El barril criollo, que mantenía el precio superior al internacional, se tradujo en un crecimiento del stock de reservas, el cual comenzó a bajar tras su eliminación. Entre 2015 y 2017, cayeron un 14,55 por ciento, pese a los avances de los no convencionales.

Gas en ascenso

Un caso muy diferente marca el gas, que ha tenido un incremento sostenido de reservas comprobadas al amparo de precios estímulo (Resolución 46 y Plan Gas) y de aumentos en los valores de boca de pozo a partir de 2016.

Las reservas comprobadas totales de gas de Neuquén han tenido una fuerte recuperación, del orden del 33,8 por ciento, entre el piso registrado en 2012 (116.668 miles de millones de m3 -MMm3-) y el 2017 (156.093 MMm3).

Al igual que sucede con el petróleo, los yacimientos maduros han declinado fuerte en los últimos años, y los no convencionales (tight y shale), son los que han incrementado los stock. A 2017, el 62,7 por ciento de las reservas gasíferas (97.911 MMm3) son no convencionales. En 2012 eran de apenas 19.562 MMm3, con lo cual casi se quintuplicaron en media década. A los actuales niveles de producción, Neuquén tiene un horizonte de reservas de 7,2 años.

Nuevos desarrollos

Si bien aún no están disponibles los números del año pasado, es de esperar que los números que se mantengan en alza, por los fuertes incrementos de producción (ver recuadro) que registran los yacimientos no convencionales, y por los nuevos desarrollos masivos que se pusieron en marcha. Hoy Vaca Muerta tiene 7 de las 34 concesiones en esa etapa.

Cuando se contabilicen las reservas de shale gas de Tecpetrol en Fortín de Piedra, se registrará una importante suba.

El jueves YPF, la empresa con mayor grado de avance en la ventana de shale oil, anunció, al presentar los resultados 2018, que incrementó las reservas en un 16,2%, con una tasa de reemplazo del 178%.

“En este ejercicio se incorporan importantes reservas del no convencional de la formación Vaca Muerta, producto del trabajo realizado por la compañía para lograr eficiencia en esas operaciones y transformarlas en rentables”, señaló la petrolera mediante un comunicado.

Las reservas incorporadas provienen de los yacimientos Loma La Lata Norte, La Amarga Chica, Bandurria Sur, Loma Campana, El Orejano, Rincón del Mangrullo y Aguada Pichana.

YPF señaló que hoy sus principales proyectos están a costos competitivos a nivel mundial, y señaló que también, dada la mejora en costos y en el precio del petróleo, fue importante la incorporación de reservas en los campos maduros, algunos ya en recuperación secundaria.

Certificar, tarea compleja

La certificación de reservas no convencionales es una tarea mucho más compleja que en los yacimientos de explotación tradicionales. Según fuentes de la industria consultadas por +e, la mayoría de las petroleras con activos en la Cuenca Neuquina las calcula en base a la proyección de la acumulada de los pozos en producción.

Las compañías contratan a universidades públicas o consultoras privadas, que a su vez a menudo subcontratan calificadoras internacionales, y luego sus resultados deben ser convalidados por la Securities and Exchange Commission (SEC) de Estados Unidos, en el caso de las compañías que cotizan en bolsa.

Para el shale neuquino, las exigencias son muy duras, porque su desarrollo aún es muy reciente y la historia de producción de los pozos apenas superan los seis años. Las reservas son el dato clave para la valuación de una petrolera, con lo cual deben tener un alto grado de certidumbre, más allá de que la experiencia muestra que en muchas ocasiones las compañías inflan las cifras para valorizar sus acciones.

En Argentina, según la última modificación de la Secretaría de Energía, para que un proyecto incorpore reservas se debe desarrollar en un plazo razonable de 5 años.

Cuánto vale Vaca Muerta hoy es difícil de determinar. Pero lo cierto es que aún se ha certificado un porcentaje ínfimo de sus cuantiosos recursos. La tecnología, los precios y la apertura de mercados determinarán cuánto de todo ese petróleo y gas será posible de recuperar. Hoy, más que el volumen de hidrocarburos que tiene, el mayor valor de una compañía reside en el costo para desarrollar sus reservas.

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Hoy Vaca Muerta contiene el 37,5 por ciento de las reservas comprobadas totales de la provincia de Neuquén (37.731 Mm3). Hace pocos años, en 2012, antes de la firma del acuerdo entre YPF y Chevron que puso en marcha Loma Campana, el primer desarrollo masivo del shale oil fuera de Norteamérica, apenas aportaba 1.052 Mm3, es decir el 2,5 por ciento del total del crudo neuquino.

Los pozos no convencionales han sostenido la caída de las reservas que ha sufrido en los últimos años la provincia producto de la madurez de los yacimientos maduros y de la abrupta baja de la cotización del petróleo a partir de 2014.

Desde 2012, tras la estatización del 51 por ciento del paquete accionario de YPF, las reservas petroleras de Neuquén comenzaron a recuperarse, para alcanzar un pico de 44.159 Mm3 en 2015.

El barril criollo, que mantenía el precio superior al internacional, se tradujo en un crecimiento del stock de reservas, el cual comenzó a bajar tras su eliminación. Entre 2015 y 2017, cayeron un 14,55 por ciento, pese a los avances de los no convencionales.

Gas en ascenso

Un caso muy diferente marca el gas, que ha tenido un incremento sostenido de reservas comprobadas al amparo de precios estímulo (Resolución 46 y Plan Gas) y de aumentos en los valores de boca de pozo a partir de 2016.

Las reservas comprobadas totales de gas de Neuquén han tenido una fuerte recuperación, del orden del 33,8 por ciento, entre el piso registrado en 2012 (116.668 miles de millones de m3 -MMm3-) y el 2017 (156.093 MMm3).

Al igual que sucede con el petróleo, los yacimientos maduros han declinado fuerte en los últimos años, y los no convencionales (tight y shale), son los que han incrementado los stock. A 2017, el 62,7 por ciento de las reservas gasíferas (97.911 MMm3) son no convencionales. En 2012 eran de apenas 19.562 MMm3, con lo cual casi se quintuplicaron en media década. A los actuales niveles de producción, Neuquén tiene un horizonte de reservas de 7,2 años.

Nuevos desarrollos

Si bien aún no están disponibles los números del año pasado, es de esperar que los números que se mantengan en alza, por los fuertes incrementos de producción (ver recuadro) que registran los yacimientos no convencionales, y por los nuevos desarrollos masivos que se pusieron en marcha. Hoy Vaca Muerta tiene 7 de las 34 concesiones en esa etapa.

Cuando se contabilicen las reservas de shale gas de Tecpetrol en Fortín de Piedra, se registrará una importante suba.

El jueves YPF, la empresa con mayor grado de avance en la ventana de shale oil, anunció, al presentar los resultados 2018, que incrementó las reservas en un 16,2%, con una tasa de reemplazo del 178%.

“En este ejercicio se incorporan importantes reservas del no convencional de la formación Vaca Muerta, producto del trabajo realizado por la compañía para lograr eficiencia en esas operaciones y transformarlas en rentables”, señaló la petrolera mediante un comunicado.

Las reservas incorporadas provienen de los yacimientos Loma La Lata Norte, La Amarga Chica, Bandurria Sur, Loma Campana, El Orejano, Rincón del Mangrullo y Aguada Pichana.

YPF señaló que hoy sus principales proyectos están a costos competitivos a nivel mundial, y señaló que también, dada la mejora en costos y en el precio del petróleo, fue importante la incorporación de reservas en los campos maduros, algunos ya en recuperación secundaria.

Certificar, tarea compleja

La certificación de reservas no convencionales es una tarea mucho más compleja que en los yacimientos de explotación tradicionales. Según fuentes de la industria consultadas por +e, la mayoría de las petroleras con activos en la Cuenca Neuquina las calcula en base a la proyección de la acumulada de los pozos en producción.

Las compañías contratan a universidades públicas o consultoras privadas, que a su vez a menudo subcontratan calificadoras internacionales, y luego sus resultados deben ser convalidados por la Securities and Exchange Commission (SEC) de Estados Unidos, en el caso de las compañías que cotizan en bolsa.

Para el shale neuquino, las exigencias son muy duras, porque su desarrollo aún es muy reciente y la historia de producción de los pozos apenas superan los seis años. Las reservas son el dato clave para la valuación de una petrolera, con lo cual deben tener un alto grado de certidumbre, más allá de que la experiencia muestra que en muchas ocasiones las compañías inflan las cifras para valorizar sus acciones.

En Argentina, según la última modificación de la Secretaría de Energía, para que un proyecto incorpore reservas se debe desarrollar en un plazo razonable de 5 años.

Cuánto vale Vaca Muerta hoy es difícil de determinar. Pero lo cierto es que aún se ha certificado un porcentaje ínfimo de sus cuantiosos recursos. La tecnología, los precios y la apertura de mercados determinarán cuánto de todo ese petróleo y gas será posible de recuperar. Hoy, más que el volumen de hidrocarburos que tiene, el mayor valor de una compañía reside en el costo para desarrollar sus reservas.