El descubrimiento realizado por YPF en Neuquén, más allá de las discusiones que se han abierto en torno a los reales alcances de su impacto, confirma una vez más que la cuenca neuquina concentra hoy los esfuerzos de varias operadoras, en procura de aprovechar el gran potencial en materia de reservas en áreas no convencionales, tanto de gas como de petróleo.
No en vano el CEO de YPF, Sebastián Eskenazi, mencionó durante el acto realizado para anunciar el descubrimiento que la Secretaría de Energía de Estados Unidos ha proyectado un potencial para esta zona del país de unos 700 TCF de gas (cada TCF equivale a unos 28.320 metros cúbicos de gas).
Lo concreto es que los 150 millones de barriles equivalentes que se ha estimado en un área de 320 kilómetros cuadrados (sobre una superficie total de 40.000 km.2 en evaluación) significa alrededor de dos años de producción total de petróleo de la compañía en todas las áreas del país.
A nivel general el volumen hasta ahora estimado representaría un 5 por ciento de las reservas del país (que que entre 2002 y 2009 cayeron un 11 por ciento en petróleo y un 43 por ciento en gas), mientras que para la compañía significaría entre un 28 y 35 por ciento de incremento, de acuerdo a lo informado durante la presentación.
Según dijo Eskenazi durante el acto, “esto refleja el potencial de un recurso que hasta ahora el país no sabía que tenía”, ponderando el valor del descubrimiento.
Sin embargo, queda un largo camino para que los recursos detectados puedan subir a la categoría de Reservas. La certificación depende de una serie de factores, entre ellos la viabilidad económica para la extracción del recurso. En tanto se trata de áreas no convencionales (lo que significa mayor dificultad para su extracción, es decir más alto costo) esto estará sujeto especialmente a los precios que puedan lograrse para cada barril extraído.
En el acto de presentación, el ministro Julio de Vido recordó la vigencia del plan Petróleo Plus, el cual asigna un precio diferencial a la producción de petróleo que supere a los volúmenes producidos hasta el primer semestre del año 2008. Ese precio no llega a alinearse con los valores internacionales, por lo que surge la duda respecto de si, llegado el momento de evaluar la viabilidad de una explotación comercial, los valores asignados serán suficientes para justificar el costo de extracción.
Lo que queda claro, en todo caso, es que la geología del país ya no entrega el recurso en las condiciones habituales de los últimos 100 años, por lo que exige mayor tecnología y más alta inversión para su explotación. En ese escenario, deberá observarse hasta dónde la política de precios “pisados” de la actualidad permite viabilizar dichos proyectos.
Desde las posiciones más críticas, el hallazgo ha sido tomado con escepticismo, señalando que una eventual reposición del 5 por ciento no alcanza a compensar la estrepitosa caída que se viene dando por desinversión a nivel nacional.
De todos modos, más allá de las lógicas prevenciones, un hecho destacado es que uno de los pozos en producción entregó volúmenes iniciales que alentaron el optimismo de la compañía. El pozo LLL No.X-1, con una producción inicial de más de 4000 barriles equivalentes por día, “lo que equivale a la producción de 100 pozos promedio actuales en el país”.
