A pesar de presentar costos superiores a los de la actividad convencional, un informe elaborado por la subsecretaría de Programación Microeconómica del Ministerio de Hacienda destaca que se han venido logrando grandes avances en la productividad del no convencional, a punto tal que la recuperación de la producción de hidrocarburos se explica exclusivamente por los resultados en el segmento no convencional. Si bien los datos sobre producción incluidos en el informe abarcan hasta el primer cuatrimestre, permiten ver una tendencia que se extiende al resto del año. Entre enero y abril, la producción de gas no convencional se incrementó un 28%, frente a la caída del convencional del 5% y el gas no convencional ya explica el 32% del gas natural total. Por su parte, la producción de crudo no convencional creció 35%, conteniendo la caída de 2% convencional. De este modo, el petróleo no convencional ya explica el 11% del total.
El 60% del gas natural y el 41% del crudo provienen de la cuenca neuquina. Allí se revirtió la tendencia negativa en la producción gasífera a partir del desarrollo no convencional en 2014 y en los primeros cuatro meses de este año la producción creció 5%, mientras que la extracción de crudo creció 3%, impulsada por el desarrollo de shale oil.
La inversión en explotación y exploración en 2017 fue de US$ 6.700 millones y los desembolsos comprometidos este año suman US$ 8.000 millones. YPF explicó 36% del total invertido en 2017, proporción que se elevaría a 40% en 2018. El 60% se destina a la explotación no convencional en diversos yacimientos, todos ellos en la cuenca neuquina. En menor importancia le siguen PAE con 15%, principalmente Cerro Dragón, donde se extrae producción convencional; Total Austral con 9%, destacándose el yacimiento no convencional Aguada Pichana Este; y Tecpetrol con 9%, principalmente Fortín de Piedra, que también es no campo de producción no convencional.
Lo que se observa en el informe de Hacienda es que los desarrollos no convencionales continúan ganando en importancia, aunque sin apreciarse grandes esfuerzos en exploración, como puede verse en el Gráfico 1.
El menor riesgo de los desarrollos no convencionales atrajo el interés del sector, captando progresivamente mayores inversiones a partir de una mejora significativa en la productividad. Específicamente, creció la longitud promedio y el número de fracturas por pozo. Entre 2014 y 2016, la estimación de recuperación final (EUR) por pozo se elevó de 455.000 barriles de crudo a 570.000. Se mejoraron los tiempos de perforación un 50%, ascendiendo de 393 pies cúbicos/día a 578.
El costo de perforación de un pozo horizontal de 17 fracturas cayó de US$ 15 millones a US$ 8,2 millones, aunque el costo aún duplica los valores observados en Estados Unidos. YPF logró disminuir, en Loma Campana su break even de 80 US$/barril a valores levemente superiores a 40 US$/Barril.
Tomando a YPF como firma representativa, en 2017 se aprecia una caída, en dólares, de los costos de producción de gas y petróleo al contrastar frente a 2015. Destacando la reducción en Costos Directos de Producción en Campo (Lifting Cost).
“La firma ha realizado progresivamente esfuerzos en el campo no convencional, logrando importantes avances en productividad. Esta evolución en sus costos, en conjunto a la evolución de los precios locales, conllevó a un incremento interanual en los resultados operativos en dólares del primer trimestre de 2018 de 62%”, destaca el informe oficial. Debe considerarse que los costos de extracción pueden variar entre firmas, dado que los mismos no solo dependen de la tecnología disponible, sino también de las condiciones naturales del yacimiento a desarrollar.
El detalle por empresas muestra que YPF, la firma de mayor presencia en la producción de ambos hidrocarburos, extrae 40% de su crudo y 7% del gas natural de la cuenca Golfo de San Jorge, y 50% y 93% de estos fluidos de la cuenca Neuquina. Pan American Energy, segunda firma en importancia en producción de crudo, extrae 96% y 60% del petróleo y gas natural desde la cuenca Golfo de San Jorge.
Total Austral, segunda firma en importancia en producción de gas natural, extrae 66% de este fluido desde la cuenca Austral (off shore), y el restante desde la cuenca Neuquina.
Por último, sobresale Tecpetrol que incrementó rápidamente su relevancia, al elevar su participación en la producción gasífera del 3% en 2017, al 5% en los primeros cuatro meses de 2018. El 50% del gas extraído proviene del yacimiento Fortín de Piedra. Esta explotación de shale gas incrementó 250% su producción entre los meses de enero y abril de 2018.
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