INFORME: Evolución de las reservas de hidrocarburos en Argentina entre el 31 de diciembre de 2002 y el 31 de diciembre de 2013 En base a datos oficiales de la Secretaría de Energía de la Nación al 31-12-2013 Contenido RESUMEN EJECUTIVO ............................................................................................................. 2 INTRODUCCIÓN...................................................................................................................... 4 EVOLUCIÓN DE LAS RESERVAS DE GAS NATURAL EN ARGENTINA .......................................... 6 Reservas comprobadas de gas natural – total país .................................................................... 6 Reservas probables, posibles y recursos de gas natural – total país ......................................... 8 Reservas comprobadas de gas natural – por cuenca............................................................... 10 Reservas comprobadas de gas natural – por provincia ........................................................... 11 Reservas comprobadas de gas natural – por operador ........................................................... 13 EVOLUCIÓN DE LAS RESERVAS DE PETRÓLEO EN ARGENTINA .............................................. 15 Reservas comprobadas de petróleo – total país...................................................................... 15 Reservas probables, posibles y recursos de petróleo – total país ........................................... 17 Reservas comprobadas de petróleo – por cuenca................................................................... 19 Reservas comprobadas de petróleo – por provincia ............................................................... 20 Reservas comprobadas de petróleo – por operador ............................................................... 22 ANEXO: RESERVAS COMPROBADAS DE GAS NATURAL Y DE PETRÓLEO POR CUENCA .......... 23 ANEXO: RESERVAS COMPROBADAS y PRODUCCIÓN DE GAS NATURAL Y DE PETRÓLEO 19802013......................................................................................................................................... 25 ANEXO: Evolución de la cantidad de pozos de exploración terminados ................................ 27 ANEXO: Definiciones sobre reservas y recursos establecidas en la Resolución 324/2006 de la Secretaría de Energía de la Nación ........................................................................................... 28 Luciano Caratori Departamento Técnico Instituto Argentino de la Energía “General Mosconi” -06 de enero de 2014- RESUMEN EJECUTIVO El presente trabajo está basado en datos oficiales publicados por la Secretaría de Energía de la Nación sobre las reservas de hidrocarburos de la República Argentina correspondientes al 31 de diciembre 2013. Salvo indicación contraria, el presente informe analiza los datos de reservas comprobadas y probables de petróleo y de gas natural hasta el final de la Vida Útil de los yacimientos. Los datos publicados por la Secretaría de Energía dan cuenta de una interrupción en la caída de las reservas comprobadas de gas natural, con un incremento en el año 2013 respecto a 2012, y de la persistencia en la disminución de las reservas comprobadas de petróleo. Las reservas comprobadas totales (petróleo + gas natural), eran al 31 de diciembre de 2013 de aproximadamente 614 millones de TEP (4,4 mil millones de bep). Las mismas se incrementaron 1,3% entre 2012 y 2013, interrumpiendo la tendencia que se mantuvo durante el período 20002012, en el que acumuló una caída del 45%. Al computar la producción, se obtiene una relación reservas/producción1 de 9,4 años. En 2002, este indicador arrojaba 12,3 años. Cabe destacar que por su definición, el carácter de “comprobadas” asignado a las reservas está relacionado no sólo con la factibilidad técnica de su producción, sino también con su comercialidad, es decir con la viabilidad económica de la misma. Por esto, las variaciones en los precios de los hidrocarburos tendrán en muchos casos (y en particular en el caso de la producción no convencional y en el off shore) influencia directa sobre los volúmenes de reservas comprobadas, probables y posibles. En cuanto al esfuerzo exploratorio, medido en cantidad de pozos de exploración terminados, de acuerdo a datos publicados por la Secretaría de Energía, se observa una recuperación en el último trienio respecto a los años anteriores, mostrando un incremento del 47% respecto a la década comprendida entre 2000 y 2009. Sin embargo, el promedio anual de pozos de exploración terminados entre 2010 y 2013 es aún 29% menor que el promedio de la década del 80 y 16% menor que en la década del 90. En 2013 se terminaron 83 pozos de exploración, 15% menos que los 98 pozos terminados en 2012. Gas natural Al 31 de diciembre de 2013, las reservas comprobadas de gas natural eran de 328.260 MMm3, 4% por encima de las reservas comprobadas al 31 de diciembre de 2012, pero aún 51% menores que las reservas comprobadas al 31 de diciembre de 2002. Desde su valor máximo histórico (año 2000), las reservas comprobadas de gas natural acumulan una caída del 57,8%. 1 Cociente entre las reservas probadas y la producción de petróleo o gas en un año dado. Cantidad de años durante los que las reservas comprobadas podrían sostener la producción al ritmo de dicho año. Cabe destacar que este valor es dinámico, y no implica un agotamiento del recurso en el plazo resultante. 2 Durante 2013, mientras que las reservas comprobadas de gas natural se incrementaron, la producción se redujo en 5,5%. Entre el 31 de diciembre de 2012 y el 31 de diciembre de 2013 se produjeron 41.708 millones de metros cúbicos de gas natural, incrementándose las reservas comprobadas 12.752 MMm3. Esto implica, para toda la industria, un índice de reposición2 de reservas comprobadas de gas natural de 1,31 en el período, es decir que por cada m3 producido de gas natural, se repusieron 1,31 m3 de reservas comprobadas. Debido a la conjunción entre el incremento de las reservas comprobadas de gas natural y la persistencia en la caída de la producción, el horizonte de reservas presenta una leve recuperación respecto a 2012, situándose en 7,9 años al 31 de diciembre de 2013. Petróleo Al 31 de diciembre de 2013 las reservas comprobadas de petróleo eran de 370.374 Mm3 (2,33 mil millones de barriles), 17% menores que las reservas comprobadas al 31 de diciembre de 2002 y 1% por debajo de las reservas comprobadas al 31 de diciembre de 2012. Las reservas comprobadas cayeron a un ritmo menor que el de la caída de la producción. Mientras que en 2013 la producción de petróleo fue 2% menor que en 2012, las reservas comprobadas disminuyeron 1%. Entre el 31 de diciembre de 2012 y el 31 de diciembre de 2013 se produjeron 32.461 Mm3 de petróleo, disminuyendo las reservas comprobadas en 3.915 Mm3. Esto implica, para toda la industria, un índice de reposición de reservas comprobadas de petróleo del 88% en el período, dando cuenta de una pérdida neta de reservas. Desde su valor máximo histórico (año 1999), las reservas comprobadas de petróleo disminuyeron 24%. Debido a una mayor caída en la producción que en el caso de las reservas, entre el 31 de diciembre de 2012 y el 31 de diciembre de 2013, la relación reservas/producción de petróleo se incrementó 1%, alcanzando los 11,4 años. A diferencia del gas natural, esta relación se mantuvo relativamente estable y levemente creciente desde 2002, siendo incluso 12% mayor que entonces. Esto responde a que en el período analizado la caída en la producción fue mayor que la caída en las reservas. 2 IRn = [Rn – Rn-1 / Pn] +1, donde IR es el índice de reposición de reservas, R las reservas al final del período, y P la producción del período. 3 INTRODUCCIÓN El presente trabajo está basado en datos publicados por la Secretaría de Energía de la Nación sobre las reservas de hidrocarburos de la República Argentina correspondientes al 31 de diciembre 2013. Salvo indicación contraria, el presente informe analiza los datos de reservas comprobadas y probables de petróleo y de gas natural hasta el final de la Vida Útil de los yacimientos. Los datos publicados por la Secretaría de Energía dan cuenta de una interrupción en la caída de las reservas de gas natural en el año 2013 respecto a 2012, fenómeno que se observó ininterrumpidamente en nuestro país desde el año 2000, y de la persistencia en la caída de las reservas comprobadas de petróleo, que se observa desde el año 1999, exceptuando una recuperación en 2006. Las reservas comprobadas de gas natural se incrementaron 4% entre el 31 de diciembre de 2012 y la misma fecha de 2013, y acumulan una caída de 51% desde el año 2002. Por su parte, las reservas comprobadas de petróleo cayeron 1% entre 2012 y 2013, disminuyendo 17% desde el año 2002. Cuadro 1: Variación de las reservas comprobadas de hidrocarburos en Argentina– 2002-2013 2002 3 Reservas Comprobadas de gas natural [MMm ] 3 Reservas Comprobadas de petróleo [Mm ] Total [MMTEP] 2012 Variación Variación 2013 2002-2013 2012-2013 [%] 4,04% -1,05% 1,28% 663.550 315.508 328.260 [%] -51% 448.476 1.075 374.289 607 370.374 615 -17% -43% Elaboración Propia Fuente: Secretaría de Energía Las reservas comprobadas totales (petróleo + gas natural), eran al 31 de diciembre de 2013 de aproximadamente 615 millones de TEP (4,4 mil millones de bep). Las mismas se incrementaron 1,28% entre 2012 y 2013, interrumpiendo la tendencia que se mantuvo durante el período estudiado, en el que acumuló una caída del 44%. Al computar la producción, se obtiene una relación reservas/producción de 9,4 años. En 2002, este indicador arrojaba 12,3 años. En cuanto al esfuerzo exploratorio, medido en cantidad de pozos de exploración terminados, de acuerdo a datos publicados por la Secretaría de Energía, se observa una recuperación en los años 2011, 2012 y 2013 respecto a los años anteriores, y muestra un incremento del 47% respecto a la década comprendida entre 2000 y 2009. Sin embargo, el promedio anual de pozos de exploración terminados entre 2010 y 2013 es aun 29% menor que el promedio de la década del 80 y 16% menor que en la década del 90. En 2013 se terminaron 83 pozos de exploración, 15% menos que los 98 pozos terminados en 2012. 4 Figura 1: Evolución de las reservas comprobadas de hidrocarburos [MMTEP] – 2002-2013 1.200 [Millones de TEP] 1.000 800 600 400 200 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 Elaboración Propia Fuente: Secretaría de Energía Figura 2: Evolución del horizonte de reservas comprobadas totales de hidrocarburos (R/P) [Años] – 2002-2013 Horizonte de reservas de hidrocarburos [Años] 14,0 12,0 10,0 8,0 6,0 4,0 2,0 0,0 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 Elaboración Propia Fuente: Secretaría de Energía 5 EVOLUCIÓN DE LAS RESERVAS DE GAS NATURAL EN ARGENTINA Reservas comprobadas de gas natural – total país Al 31 de diciembre de 2013, las reservas comprobadas de gas natural eran de 328.260MMm3, 4% por encima de las reservas comprobadas al 31 de diciembre de 2012, pero aún 51% menores que las reservas comprobadas al 31 de diciembre de 2002. Desde su valor máximo histórico (año 2000), las reservas comprobadas de gas natural acumulan una caída del 57,8%. Durante 2013, mientras que las reservas comprobadas de gas natural se incrementaron, la producción se redujo en 5,5%. Entre el 31 de diciembre de 2012 y el 31 de diciembre de 2013 se produjeron 41.708 millones de metros cúbicos de gas natural, incrementándose las reservas comprobadas 12.752 MMm3. Esto implica, para toda la industria, un índice de reposición3 de reservas comprobadas de gas natural de 1,31 en el período, lo que implica que por cada m3 producido de gas natural, se repusieron 1,31 m3 de reservas. Cuadro 2: Variación de las reservas comprobadas y producción de gas natural – 2002-2013 2002 Reservas Comprobadas de gas natural [MMm3] Producción de gas natural [MMm3] Horizonte de reservas [Años] 663.403 46.519 14,3 2012 315.508 44.124 7,2 Variación Variación 2013 2002-2013 2012-2013 328.260 41.708 7,9 [%] -51% -10% -45% [%] 4,0% -5,5% 10,1% Elaboración Propia Fuente: Secretaría de Energía 3 IRn = [Rn – Rn-1 / Pn] +1, donde IR es el índice de reposición de reservas, R las reservas al final del período, y P la producción del período. 6 700.000 60.000 600.000 50.000 500.000 40.000 400.000 30.000 300.000 20.000 200.000 Producción [MMm3] Reservas P1 [MMm3] Figura 3: Evolución de las reservas comprobadas y producción de gas natural – 2002-2013 10.000 100.000 Reservas Comprobadas 2013 2012 2011 2010 2009 2008 2007 2006 2005 2004 2003 - 2002 - Producción Elaboración Propia Fuente: Secretaría de Energía Debido a la conjunción entre el incremento de las reservas comprobadas de gas natural y la persistencia en la caída de la producción, el horizonte de reservas presenta una leve recuperación respecto a 2012, situándose en 7,9 años al 31 de diciembre de 2013, es decir 8,4 meses por encima de la relación reservas/producción del año anterior, y 6,4 años (77 meses) menor que la relación observada al 31 de diciembre de 2002 (14,3 años). Figura 4: Evolución del horizonte de reservas de gas natural (R/P) [Años] – 2002-2013 Horizonte de reservas de gas natural [Años] 16,0 14,0 12,0 10,0 8,0 6,0 4,0 2,0 0,0 200220032004200520062007200820092010201120122013 Elaboración Propia Fuente: Secretaría de Energía 7 Reservas probables, posibles y recursos de gas natural – total país Según la definición aprobada por la Secretaría de Energía en la Resolución 324/2006, “las reservas probables son aquellas reservas no comprobadas que sobre la base del análisis de los datos geológicos y de ingeniería, sugieren que son menos ciertas que las reservas comprobadas, y que es más probable que sean producidas a que no lo sean. En este contexto, cuando se han utilizado procedimientos probabilísticos, el término "probable" implica que debe haber por lo menos el cincuenta por ciento (50%) de probabilidad que la recuperación final igualará o excederá la suma de las reservas comprobadas más las reservas probables”. Las reservas probables de gas natural se redujeron 1% entre 2012 y 2013, acumulando una caída del 37% entre 2002 y 2012. Como puede observarse, la suma entre reservas comprobadas y probables arroja un incremento del 3,1% al comparar los datos al 31 de diciembre de 2012 y el 31 de diciembre de 2013. Figura 5: Evolución de reservas comprobadas y probables de gas natural [MMm3] – 2002-2013 800.000 700.000 [MMm3] 600.000 500.000 400.000 300.000 200.000 100.000 0 2006 2007 2008 Reservas comprobadas (P1) 2009 2010 2011 2012 2013 Reservas probables (P2) Elaboración Propia Fuente: Secretaría de Energía Las reservas posibles de gas natural, que son menos factibles de ser comercialmente recuperables que las reservas probables, disminuyeron 7,4% entre el 31 de diciembre de 2012 y el mismo día de 2013, acumulando desde 2002 una caída del 46%. Por su parte, los recursos, que podrían ser recuperados bajo las condiciones tecnológicas existentes en el momento de la evaluación, pero que no presentan viabilidad económica o comercialidad de la explotación, aumentaron 5,2% entre 2012 y 2013, acumulando un incremento del 44% si se compara con el año 2002. Cabe destacar que la cuantía de dicho 8 incremento no refleja que se haya incorporado una proporción significativa de los recursos anunciados de gas no convencional. Cuadro 3: Variación de reservas comprobadas, probables, posibles y recursos de gas natural [MMm3] – 2006-2013 Reservas Reservas Reservas Reservas comprobadas probables posibles Recursos P1 + P2/2 (P1) (P2) (P3) 3 3 3 [MMm ] [MMm ] [MMm ] [MMm3] [MMm3] 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 Var 2006-2013 [%] Var 2012-2013 [%] 446.156 441.974 398.529 378.820 358.712 332.510 315.508 328.260 -26% 4,0% 227.039 202.673 141.512 156.400 132.789 137.398 143.269 142.011 -37% -0,9% 559.676 543.311 469.285 457.020 425.107 401.209 387.143 399.265 -29% 3,1% 251.709 201.571 201.898 208.548 180.237 155.601 145.814 135.033 -46% -7,4% 148.374 124.473 245.199 206.825 206.742 197.608 203.847 214.391 44% 5,2% Elaboración Propia Fuente: Secretaría de Energía 9 Reservas comprobadas de gas natural – por cuenca Figura 6: Participación en las reservas comprobadas de gas natural por cuenca – 2013 Elaboración Propia Fuente: Secretaría de Energía Tanto en términos absolutos como relativos, la mayor parte del incremento de las reservas comprobadas de gas natural producido entre 2012 y 2013es explicado por la Cuenca Austral, con un incremento de 9.874 MMm3, que equivale al 9,8% de sus reservas. Este incremento interrumpió la caída observada en esta cuenca desde el año 2005. La mayor parte de este crecimiento se observa en áreas offshore pertenecientes al Estado Nacional, operadas por Total Austral (TauroSirius y Carina-Fénix), y en Las Violetas (ROCH, on shore – Tierra del Fuego). Las reservas comprobadas de gas natural de Cuenca Neuquina, crecieron 3,9%, con un incremento de 5.261 MMm3, concentrándose el mismo principalmente en la provincia de Neuquén, en áreas operadas por YPF (Loma Campana, Rincón del Mangrullo, Aguada Toledo - Sierra Barrosa) y de PAE (Lindero Atravesado). La suma de las cuencas mencionadas representa el 73% de las reservas comprobadas, y acumulan caídas del 60% en el caso de la Neuquina y del 26% en el caso de la Austral desde el 31 de diciembre de 2002. 10 La Cuenca del Golfo San Jorge, por su parte, presentó respecto a 2012 una caída del 1,2%, mientras que las cuencas Cuyana y Noroeste presentaron disminuciones del 2,2% y del 5,6%, respectivamente. Cuadro 4: Variación de las reservas comprobadas de gas natural por cuenca – 2002-2013 2002 2012 [MMm3] [MMm3] Variación Variación Participación 2002-2013 2012-2013 2013 3 [MMm ] [%] [%] [%] 129.481 545 344.447 40.289 148.641 663.403 31.820 761 133.699 48.446 100.781 315.508 30.052 744 138.960 47.849 110.655 328.260 Cuenca NOROESTE CUYANA NEUQUINA G. SAN JORGE AUSTRAL TOTAL PAÍS 2013 -77% 37% -60% 19% -26% -51% -5,6% -2,2% 3,9% -1,2% 9,8% 4,0% 9,2% 0,2% 42,3% 14,6% 33,7% 100% Elaboración Propia Fuente: Secretaría de Energía Reservas comprobadas de gas natural – por provincia Figura 7: Participación en las reservas comprobadas de gas natural por provincia – 2013 La Pampa +14,5% P:1,3% Elaboración Propia Fuente: Secretaría de Energía 11 Entre 2012 y 2013 la mayor parte de las provincias incrementaron sus reservas comprobadas de gas natural, destacándose en términos absolutos el incremento de las reservas comprobadas en áreas offshore pertenecientes al Estado Nacional (+9.357 Mm3, +18%), seguida de la Provincia de Neuquén (+3.939 Mm3, +3,4%), provincia que concentra la mayor proporción de reservas y de producción de gas natural del país. Si bien tienen una baja participación en las reservas totales del país, se destaca también el incremento de las reservas en las provincias de Mendoza (+21%) y de La Pampa (+14,5%). Por último, la provincia de Salta presenta una caída del 5,6% respecto al 31 de diciembre de 2012, por 1.775 Mm3. Cuadro 5: Variación de las reservas comprobadas de gas natural por provincia [MMm3]– 2012-2013 2012 Provincia [MMm3] 138 Formosa 34 Jujuy 31.648 Salta 5.472 Mendoza 117.391 Neuquén 3.710 La Pampa 7.888 Río Negro 33.467 Chubut 32.236 Santa Cruz 31.666 Tierra del Fuego 51.858 Estado Nacional Total 315.508 Elaboración Propia Fuente: Secretaría de Energía [MMm3] 145 34 29.873 6.620 121.330 4.247 7.507 32.846 32.572 31.870 61.215 var 2012-2013 [%] 5,1% 0,0% -5,6% 21,0% 3,4% 14,5% -4,8% -1,9% 1,0% 0,6% 18,0% 328.260 4,0% 2013 Participación Producción 2013 2013 R/P [%] 0,04% 0,01% 9,1% 2,0% 37,0% 1,3% 2,3% 10,0% 9,9% 9,7% 18,6% [MMm3] 27 4 3.228 2.482 18.114 442 1.662 3.370 3.931 3.500 4.947 [Años] 5,3 7,7 9,3 2,7 6,7 9,6 4,5 9,7 8,3 9,1 12,4 100,0% 41.708 7,9 12 Reservas comprobadas de gas natural – por operador Cinco de los diez operadores analizados presentaron entre 2012 y 2013 incrementos en sus reservas comprobadas de gas natural, destacándose el incremento del 19% en las reservas comprobadas en áreas operadas por YPF, y del 4,3% en los casos de Total Austral y de Pan American Energy, representando estas tres operadoras el 71,5% de las reservas comprobadas de gas del país. En el caso de YPF, la mayor parte del crecimiento se explica por el incremento de las reservas en áreas de producción no convencional, como Rincón del Mangrullo (tight) y Loma Campana (shale). En cuanto a Total Austral, la mayor parte de este incremento se observa en áreas offshore pertenecientes al Estado Nacional, operadas por esta empresa (Tauro-Sirius y Carina-Fénix). Respecto a PAE, el mayor incremento en sus reservas se concentra en el yacimiento Lindero Atravesado (tight). Cabe destacar también el incremento del 23,1% en el conjunto de las operadoras menores (con participaciones individuales menores al 2%, pero que suman conjuntamente el 7,1% de las reservas comprobadas totales). En cuanto a la variación entre 2002 y 2013 de las reservas comprobadas de gas natural por operador, realizando un análisis área por área (es decir, teniendo en cuenta las transferencias de activos entre empresas, sus fusiones y adquisiciones), se observa que a excepción de Apache y Sinopec (que adquirió la empresa OXY Argentina en 2010), el resto de las diez principales empresas operadoras del país disminuyeron sus reservas comprobadas de gas natural en el período. 13 Cuadro 6: Variación de las reservas comprobadas de gas natural por operador [MMm3]– 2002-2013 Operador 2002 [MMm3] 2012 [MMm3] 2013 [MMm3] var 2002-2013 [%] TOTAL AUSTRAL PAN AMERICAN ENERGY YPF PETROBRASi PLUSPETROLii APACHEiii PETROLERA LF COMPANY TECPETROLiv ENAPSIPETROL SINOPECv Otros Total 155.268 60.625 195.826 47.716 79.856 9.367 23.399 32.783 12.048 4.015 42.647 663.550 114.920 57.167 46.473 17.364 13.554 11.252 10.245 9.103 8.819 7.596 19.014 315.508 119.805 59.622 55.352 15.248 9.841 10.401 9.767 8.067 9.055 7.689 23.414 328.260 -22,8% -1,7% -71,7% -68,0% -87,7% 11,0% -58,3% -75,4% -24,8% 91,5% -45,1% -50,5% var 2012-2013 [%] Part. 2013 [%] 2013 [MMm3] 4,3% 4,3% 19,1% -12,2% -27,4% -7,6% -4,7% -11,4% 2,7% 1,2% 23,1% 4,0% 36,5% 18,2% 16,9% 4,6% 3,0% 3,2% 3,0% 2,5% 2,8% 2,3% 7,1% 100% 12.329 4.747 10.534 3.548 2.339 1.488 1.189 1.336 811 774 2.613 41.708 Prod. Elaboración Propia Fuente: Secretaría de Energía Notas: i) Incluye en 2002 áreas de PECOM Energía y de Petrolera Santa Fe. ii) Incluye en 2002 áreas de Petrolera Santa Fe iii) Incluye en 2002 áreas de Pioneer Natural Resources iv) Incluye en 2002 áreas de CGC v) Incluye en 2002 áreas de Vintage Oil (luego Occidental Exploration and Production – OXY) 14 EVOLUCIÓN DE LAS RESERVAS DE PETRÓLEO EN ARGENTINA Reservas comprobadas de petróleo – total país Al 31 de diciembre de 2013, las reservas comprobadas de petróleo eran de 370.374 Mm3 (2,33 mil millones de barriles), 17% menores que las reservas comprobadas al 31 de diciembre de 2002 y 1% por debajo de las reservas comprobadas al 31 de diciembre de 2012. Las reservas comprobadas cayeron a un ritmo menor que el de la caída de la producción: mientras que en 2013 la producción de petróleo fue 2% menor que en 2012, las reservas comprobadas disminuyeron 1%. Entre el 31 de diciembre de 2012 y el 31 de diciembre de 2013 se produjeron 32.461 Mm3 de petróleo, disminuyendo las reservas comprobadas en 3.915 Mm3. Esto implica, para toda la industria, un índice de reposición de reservas comprobadas de petróleo del 88% en el período, lo que da cuenta de una pérdida neta de reservas. Desde su valor máximo histórico (año 1999), las reservas comprobadas de petróleo acumulan una caída del 24%. Cuadro 7: Variación de las reservas comprobadas y producción de petróleo – 2002-2013 2002 Reservas Comprobadas de petróleo [Mm3] Producción de petróleo [Mm3] Horizonte de reservas [Años] 448.425 43.953 10,2 2012 374.289 33.139 11,3 Variación Variación 2013 2002-2013 2012-2013 370.374 32.461 11,4 [%] -17% -26% 12% [%] -1% -2% 1% Elaboración Propia Fuente: Secretaría de Energía 15 Reservas Comprobadas Producción [Mm3] 2013 2012 2011 2010 2009 2008 2007 2006 2005 2004 50.000 45.000 40.000 35.000 30.000 25.000 20.000 15.000 10.000 5.000 - 2003 500.000 450.000 400.000 350.000 300.000 250.000 200.000 150.000 100.000 50.000 - 2002 Reservas P1 [Mm3] Figura 8: Evolución de las reservas comprobadas y producción de petróleo – 2002-2013 Producción Elaboración Propia Fuente: Secretaría de Energía Debido a una mayor caída en la producción que en el caso de las reservas, entre el 31 de diciembre de 2012 y el 31 de diciembre de 2013, la relación reservas/producción de petróleo se incrementó 1%, alcanzando los 11,4 años. A diferencia del gas natural, esta relación se mantuvo relativamente estable y levemente creciente desde 2002, siendo incluso 12% mayor que entonces. Esto responde a que en el período analizado la caída en la producción fue mayor que la caída en las reservas. Figura 9: Evolución del horizonte de reservas de petróleo (R/P) [Años] – 2002-2013 Horizonte de reservas de petróleo [Años] 18 16 14 12 10 8 6 4 2 0 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 Elaboración Propia Fuente: Secretaría de Energía 16 Reservas probables, posibles y recursos de petróleo – total país Las reservas probables de petróleo se incrementaron 6,5% entre 2012 y 2013, y acumulan una caída del 11% entre 2006 y 2012. Figura 10: Evolución de reservas comprobadas y probables de petróleo [Mm3] – 2006-2013 600.000 500.000 [Mm3] 400.000 300.000 200.000 100.000 0 2006 2007 2008 2009 Reservas comprobadas (P1) 2010 2011 2012 2013 Reservas probables (P2) Elaboración Propia Fuente: Secretaría de Energía Por su parte, las reservas posibles de petróleo presentaron entre el 31 de diciembre de 2012 y el mismo día de 2013 una disminución del 1,5%, acumulando una caída del 58% desde 2006, mientras que los recursos, que podrían ser recuperados bajo las condiciones tecnológicas existentes en el momento de la evaluación, pero que no presentan viabilidad económica o comercialidad de la explotación, se incrementaron notablemente en 79% entre los dos últimos años de estudio, siendo 420% mayores que en 2006. El 87% de dicho incremento entre los años 2012 y 2013 es explicado por el incremento de recursos en el área de Loma Campana, operada por YPF. Frente a este incremento, cabe tener presentes las definiciones brindadas anteriormente sobre la factibilidad de la explotación comercial de dichos recursos. 17 Cuadro 8: Variación de reservas comprobadas, probables, posibles y recursos de petróleo [Mm3] – 2006-2013 Reservas Reservas Reservas Reservas comprobadas probables posibles Recursos P1 + P2/2 (P1) (P2) (P3) [Mm3] [Mm3] [Mm3] [Mm3] [Mm3] 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 Var 2006-2013 [%] Var 2012-2013 [%] 411.262 415.913 400.697 399.296 401.462 393.996 374.289 370.374 -10% -1,0% 148.664 150.140 131.644 136.129 140.461 131.534 124.249 132.287 -11% 6,5% 485.594 490.983 466.519 467.361 471.693 459.763 436.414 436.518 -10% 0,0% 219.430 140.868 110.786 116.189 117.937 101.186 92.527 91.101 -58% -1,5% 28.403 48.442 185.589 90.112 78.969 73.986 82.527 147.589 420% 78,8% Elaboración Propia Fuente: Secretaría de Energía 18 Reservas comprobadas de petróleo – por cuenca Figura 11: Participación en las reservas comprobadas de petróleo por cuenca – 2013 Noroeste -2,3%, P: 1% Elaboración Propia Fuente: Secretaría de Energía Entre 2012 y 2013 se observa una disminución de las reservas comprobadas de petróleo en todas las cuencas a excepción de la Austral, que presentó un incremento del 7,2% y representa el 3,7% de las reservas comprobadas totales. Sin embargo, esta cuenca acumula desde 2002 una caída del 44%. La Cuenca del Golfo San Jorge, que contiene el 68% de las reservas comprobadas de petróleo del país, se mantuvo relativamente estable respecto a años anteriores, presentando una caída del 0,3% en sus reservas comprobadas de petróleo entre 2012 y 2013, siendo las mismas aun 34% mayores que las del 31 de diciembre de 2002, incremento explicado principalmente por la incorporación de 51.525 Mm3 de reservas en Cerro Dragón en 2006. Esta leve disminución del 0,3% en las reservas comprobadas respecto al año anterior se alinea con la tendencia observada en 2012, en que presentó su mayor caída (2%) desde 2006. La Cuenca Neuquina, la segunda en importancia, con una participación del 21%en el total, presentó el 31 de diciembre de 2013 una disminución del 3,2% respecto a 2012, acumulando una caída del 56% desde 2002. 19 La cuenca Noroeste, con una participación del 1%, muestra una caída en sus reservas del 2,3% respecto a 2012, acumulando una caída desde 2002 del 82%. Cuadro 9: Variación de las reservas comprobadas de petróleo por cuenca – 2002-2013 2002 2012 2013 [Mm3] [Mm3] [Mm3] 25.326 31.097 179.391 188.040 24.416 448.270 4.677 23915 81.224 251.824 12.649 374.289 4.568 22480 78.604 251.163 13.559 370.374 Cuenca NOROESTE CUYANA NEUQUINA G. SAN JORGE AUSTRAL TOTAL PAÍS Variación Variación Participación 2003-2013 2012-2013 2013 [%] [%] [%] Elaboración Propia Fuente: Secretaría de Energía -82% -28% -56% 34% -44% -17% -2,3% -6,0% -3,2% -0,3% 7,2% -1,0% 1% 6,1% 21% 68% 3,7% 100% La Pampa +14,5% Reservas comprobadas de petróleo – por provincia Figura 12: Participación en las reservas comprobadas de petróleo por provincia – 2013 E.N +5,5%; P: 1% +15,4% P: 1,3% Salta -0,4%; P: 1% Elaboración Propia Fuente: Secretaría de Energía 20 Entre el 31 de diciembre de 2012 y el mismo día de 2013, se destacan en términos absolutos las caídas en las reservas de las provincias de Río Negro (-2.688 Mm3, -18,9%); Mendoza (-2.326 Mm3, -5,5%) y Chubut, principal productora de petróleo, con una disminución de 1.409 Mm3, que representan, en relación a las reservas de la provincia, una caída del 0,8%. Por su parte, la Provincia de Neuquén fue la que presentó en 2013 el mayor aporte para compensar esta caída, de 1.128 Mm3, resultante de un incremento del 2,8% de su producción. Cuadro 10: Variación de las reservas comprobadas de petróleo por provincia [Mm3]– 2012-2013 2012 Provincia [Mm3] 821 Formosa 128 Jujuy 3.728 Salta 40.714 Mendoza 40.535 Neuquén 9.643 La Pampa 14.247 Río Negro 168.073 Chubut 88.810 Santa Cruz 4.030 Tierra del Fuego 3.560 Estado Nacional Total 374.289 Elaboración Propia Fuente: Secretaría de Energía [Mm3] 741 113 3.714 38.478 41.663 9.385 11.559 166.664 89.653 4.649 3.755 var 2012-2013 [%] -9,7% -11,7% -0,4% -5,5% 2,8% -2,7% -18,9% -0,8% 0,9% 15,4% 5,5% 370.374 -1,0% 2013 Participación Producción 2013 2013 R/P [%] 0,20% 0,03% 1,0% 10,4% 11,2% 2,5% 3,1% 45,0% 24,2% 1,3% 1,0% [Mm3] 144 16 383 4.530 6.481 1.565 2.441 8.867 6.980 712 341 [Años] 5,1 7,2 9,7 8,5 6,4 6,0 4,7 18,8 12,8 6,5 11,0 100% 32.461 11,4 21 Reservas comprobadas de petróleo – por operador De los diez principales operadores, sólo YPF incrementó de manera significativa sus reservas comprobadas de petróleo, con un incremento del 3,9% sobre sus reservas al 31 de diciembre de 2012, de 3.194 Mm3, que equivale al 0,9% de las reservas totales del país. La mayor parte de dicho incremento se concentró en yacimientos no convencionales en Loma Campana, y por la adquisición de las operaciones de Petrobras en Puesto Hernández (Neuquén)4, que tienen su correlato en la disminución de las reservas comprobadas en áreas operadas por esta última, que disminuyeron 35,2% en el período. Exceptuando ligeros incrementos por parte de Pan American Energy (+0,3%) y CAPSA (+0,2%), el resto de las principales operadoras disminuyeron sus reservas comprobadas de petróleo entre 2012 y 2013. Entre 2002 y 2012, de las 10 principales operadoras, sólo Pan American Energy y Sinopec incrementaron sus reservas comprobadas de petróleo. Cuadro 11: Variación de las reservas comprobadas de petróleo por operador [Mm3]– 2002-2013 2002 [Mm3] 2012 [Mm3] 2013 [Mm3] var 2002-2013 [%] 70.880 152.871 153.256 116,2% 0,3% 41% 5.713 157.526 82.902 86.096 -45,3% 3,9% 23% 11.944 31.792 38.333 38.229 20,2% -0,3% 10% 2.139 21.541 13.215 12.722 -40,9% -3,7% 3% 2.343 11.859 11.231 11.252 -5,1% 0,2% 3% 605 TECPETROL 26.851 11.620 9.836 -63,4% -15,4% 3% 1.227 CHEVRON ARGENTINA TOTAL AUSTRAL 30.593 14.227 9.647 8.557 8.420 8.267 -72,5% -41,9% -12,7% -3,4% 2% 2% 1.469 951 PETROBRASiv 51.086 10.630 6.886 -86,5% -35,2% 2% 2.119 Otros Total 30.451 448.476 29.793 374.289 35.412 370.374 16,3% -17,4% 18,9% -1,0% 10% 100% 3.953 32.461 Operador PAN AMERICAN ENERGY YPF i SINOPEC PLUSPETROL ii CAPSA iii var 2012-2013 [%] Part. 2013 [%] 2013 [Mm3] Prod. Elaboración Propia Fuente: Secretaría de Energía Notas: i) Incluye en 2002 áreas de Vintage Oil (luego Occidental Exploration and Production – OXY) ii) Incluye en 2002 áreas de Petrolera Santa Fe iii) Incluye en 2002 áreas de CGC 4 En rigor, la operación se concretó en enero de 2014, sin embargo el informe presenta a esta área bajo el control de YPF al 31.12.2013. http://www.ypf.com/InversoresAccionistas/YPF%20Hechos%20Relevantes/31-012014%20BCBA%20%20Puesto%20Hern%C3%A1ndez.pdf 22 iv) Incluye en 2002 áreas de PECOM Energía y de Petrolera Santa Fe) ANEXO: RESERVAS COMPROBADAS DE GAS NATURAL Y DE PETRÓLEO POR CUENCA Reservas de gas natural Cuadro A1: Evolución de las reservas comprobadas de gas natural por cuenca [MMm3]– 2002-2013 CUENCA NOROESTE CUYANA NEUQUINA G. SAN JORGE AUSTRAL TOTAL PAÍS 2002 129.481 545 344.447 40.289 148.641 663.403 2003 124.511 516 311.053 38.048 138.602 612.730 2004 97.928 462 286.670 36.741 152.043 573.844 2005 74.740 314 204.683 35.503 123.711 438.951 2006 75.641 692 202.543 43.642 123.638 446.156 2007 83.284 519 194.325 41.047 122.799 441.974 2008 61.893 566 176.888 42.963 116.219 398.529 2009 61.845 925 157.611 44.398 114.041 378.820 2010 43.643 1.081 161.529 45.917 106.557 358.726 2011 33.644 1.060 145.295 48.559 103.953 332.510 2012 31.820 761 133.699 48.446 100.781 315.508 Elaboración Propia Fuente: Secretaría de Energía Reservas comprobadas de gas natural [MMm3] Figura A1: Evolución de las reservas comprobadas de gas natural por cuenca [MMm3]– 2002-2013 400.000 350.000 300.000 250.000 200.000 150.000 100.000 50.000 0 2002 2003 NOROESTE 2004 2005 CUYANA 2006 2007 NEUQUINA 2008 2009 G. SAN JORGE 2010 2011 2012 2013 AUSTRAL Elaboración Propia Fuente: Secretaría de Energía 23 2013 30.052 744 138.960 47.849 110.655 328.260 Reservas de petróleo Cuadro A2: Evolución de las reservas comprobadas de petróleo por cuenca [Mm3]– 2002-2013 CUENCA 2002 2003 2004 NOROESTE 25.326 19.308 11.172 CUYANA 31.097 28.879 27.767 NEUQUINA 179.391 161.803 147.614 G. SAN JORGE 188.040 195.887 188.127 AUSTRAL 24.416 19.236 21.324 TOTAL PAÍS 448.270 425.113 396.003 Elaboración Propia Fuente: Secretaría de Energía 2005 9.155 27.784 118.066 179.297 14.795 349.096 2006 7.633 24.926 111.976 252.190 14.537 411.262 2007 8.597 25.153 117.796 248.903 15.465 415.913 2008 6.783 26.279 105.235 247.865 14.563 400.724 2009 7.290 33.617 100.316 244.427 13.647 399.296 2010 6.307 33.542 94.252 253.758 13.449 401.308 2011 5.116 33.057 84.912 257.968 12.943 393.996 2012 4.677 23.915 81.224 251.824 12.649 374.289 Figura A2: Evolución de las reservas comprobadas de petróleo por cuenca [Mm3]– 2002-2013 Reservas comprobadas de petróleo [Mm3] 300.000 250.000 200.000 150.000 100.000 50.000 0 2002 2003 NOROESTE 2004 2005 CUYANA 2006 2007 NEUQUINA 2008 2009 2010 G. SAN JORGE 2011 2012 2013 AUSTRAL Elaboración Propia Fuente: Secretaría de Energía 24 2013 4.568 22480 78.604 251.163 13.559 370.374 ANEXO: RESERVAS COMPROBADAS y PRODUCCIÓN DE GAS NATURAL Y DE PETRÓLEO 1980-2013 Figura A3: Evolución de reservas comprobadas y producción de gas natural [MMm3]– 1980-2013 900.000 60.000 50.000 700.000 600.000 40.000 500.000 30.000 400.000 300.000 20.000 200.000 10.000 100.000 Reservas Comprobadas 2012 2010 2008 2006 2004 2002 2000 1998 1996 1994 1992 1990 1988 1986 1984 1982 - 1980 - Producción Elaboración Propia Fuente: Secretaría de Energía– IAPG- IAE “General Mosconi”- YPF Figura A4: Evolución del horizonte de reservas de gas natural (R/P) [Años] – 1980-2012 Horizonte de reservas de gas natural [Años] 60 50 40 30 20 10 0 1980 1982 1984 1986 1988 1990 1992 1994 1996 1998 2000 2002 2004 2006 2008 2010 2012 Elaboración Propia Fuente: Secretaría de Energía– IAPG- IAE “General Mosconi”- YPF 25 Producción [MMm3] Reservas P1 [MMm3] 800.000 600.000 60.000 500.000 50.000 400.000 40.000 300.000 30.000 200.000 20.000 100.000 10.000 Reservas Comprobadas 2012 2010 2008 2006 2004 2002 2000 1998 1996 1994 1992 1990 1988 1986 1984 1982 - 1980 - Producción [Mm3] Reservas P1 [Mm3] Figura A5: Evolución de reservas comprobadas y producción de petróleo [Mm3]– 1980-2013 Producción Elaboración Propia Fuente: Secretaría de Energía– IAPG- IAE “General Mosconi”- YPF Figura A6: Evolución del horizonte de reservas de petróleo (R/P) [Años] – 1980-2012 Horizonte de reservas de petróleo [Años] 18 16 14 12 10 8 6 4 2 0 1980 1982 1984 1986 1988 1990 1992 1994 1996 1998 2000 2002 2004 2006 2008 2010 2012 Elaboración Propia Fuente: Secretaría de Energía– IAPG- IAE “General Mosconi”- YPF 26 ANEXO: Evolución de la cantidad de pozos de exploración terminados Figura A8: Evolución de la cantidad promedio de pozos de exploración terminados por década 1980-2013 Promedio anual de pozos terminados de exploración 120 100 80 60 40 20 0 1980-1989 1990-1999 2000-2009 2010-2013 Década Elaboración Propia Fuente: Secretaría de Energía– IAPG- IAE “General Mosconi”- YPF Nota: para la confección de esta figura se han privilegiado los datos provenientes de fuentes oficiales (SEN) por sobre datos privados Figura A8: Evolución de la cantidad de pozos de exploración terminados 1980-2013 Cantidad de pozos de exploración terminados 160 140 120 100 80 60 40 20 0 Elaboración Propia Fuente: Secretaría de Energía– IAPG- IAE “General Mosconi”- YPF Nota: para la confección de esta figura se han privilegiado los datos provenientes de fuentes oficiales (SEN) por sobre datos privados 27 ANEXO: Definiciones sobre reservas y recursos establecidas en la Resolución 324/2006 de la Secretaría de Energía de la Nación La resolución 324/2006 de la Secretaría de Energía de la Nación establece que las empresas permisionarias de exploración y concesionarias de explotación de hidrocarburos deberán presentar en forma anual, a efectuarse hasta el 31 de marzo del año siguiente al que se certifica, información correspondiente a las RESERVAS COMPROBADAS, PROBABLES y POSIBLES, y los RECURSOS de petróleo crudo y gas natural, según corresponda, tanto hasta el final del período de cada concesión, como hasta el final de la vida útil de cada yacimiento, según las definiciones que se transcriben a continuación. 1. RESERVAS: Son aquellos volúmenes estimados de hidrocarburos líquidos y gaseosos (petróleo crudo, condensado o gasolina natural, gas natural, líquidos provenientes del gas natural y sustancias asociadas), que se anticipa podrán ser comercialmente recuperados en un futuro definido de reservorios conocidos, bajo las condiciones económicas, el régimen legal y las prácticas de producción imperantes a la fecha de esa estimación. En relación a las prácticas de producción, sólo serán considerados en las definiciones y posterior clasificación, aquellos hidrocarburos líquidos o gaseosos normalmente producidos a través de pozos y con viscosidad no superior a DIEZ MIL (10.000) centipoises en las condiciones de presión y temperatura originales del yacimiento. Todas las estimaciones de reservas involucran cierto grado de incertidumbre, que depende principalmente de la cantidad de datos confiables de geología e ingeniería disponibles al momento de efectuar la estimación, y de la interpretación de esos datos. El grado de incertidumbre relativo puede ser acotado clasificando las reservas como COMPROBADAS y NO COMPROBADAS. Las reservas NO COMPROBADAS tienen menor certeza en la recuperación que las RESERVAS COMPROBADAS y pueden además clasificarse en RESERVAS PROBABLES y RESERVAS POSIBLES, denotando progresivamente incrementos en el grado de incertidumbre en la recuperación de las mismas. Las reservas no incluyen los volúmenes de hidrocarburos líquidos o gaseosos mantenidos en inventarios, y si fuera necesario pueden reducirse para uso o pérdidas de procesamiento para los informes financieros. Las reservas pueden ser producidas por energía natural del reservorio o por la aplicación de métodos de recuperación mejorada. Los métodos de recuperación mejorada incluyen a todos los métodos que suministran energía adicional a la energía natural o alteran las fuerzas naturales en el reservorio para incrementar la recuperación final. Ejemplos de tales métodos son: mantenimiento de presión, reciclo, inyección de agua, métodos térmicos, inyección de químicos y el uso de fluidos de desplazamiento miscible e inmiscible. Otros métodos de recuperación mejorada pueden ser desarrollados en el futuro a medida que la tecnología de la industria del petróleo evolucione. 28 2. RESERVAS COMPROBADAS: Las RESERVAS COMPROBADAS o PROBADAS son aquellas reservas de hidrocarburos que de acuerdo al análisis de datos geológicos y de ingeniería, pueden ser estimadas con razonable certeza sobre la base de ser comercialmente recuperables de reservorios conocidos, a partir de una fecha dada. La estimación de las reservas se efectúa bajo condiciones de incertidumbre. El método de estimación es llamado determinístico si se obtiene un solo valor de reservas basado en el conocimiento geológico y de ingeniería y datos económicos. Con el término "razonable certeza", se intenta expresar el alto grado de confiabilidad que tienen los volúmenes a ser recuperados si se usa el método determinístico. Cuando son empleados métodos de estimación probabilísticos, donde el conocimiento geológico y de ingeniería y los datos económicos son usados para generar un rango de estimaciones de reservas y sus probabilidades asociadas, debe haber por lo menos un NOVENTA POR CIENTO (90%) de probabilidades de que las cantidades a ser recuperadas igualarán o excederán la estimación. En general, las reservas son consideradas comprobadas cuando la productividad comercial del reservorio se apoya en ensayos de producción real o pruebas de la formación. En este contexto, el término "comprobadas" se refiere a las cantidades reales de reservas de hidrocarburos y no sólo a la productividad del pozo o del reservorio. En ciertos casos, el número correspondiente a RESERVAS COMPROBADAS puede asignarse sobre la base de estudios de pozos y/o análisis que indican que el reservorio es análogo a otros reservorios en la misma área que están produciendo, o han probado la posibilidad de producir, en las pruebas de formación. Las reservas pueden ser clasificadas como comprobadas si los medios para procesar y transportar las reservas para ser comercializadas están en operación a la fecha de evaluación, o si existe una razonable expectativa que dichos medios serán instalados en un futuro inmediato. El establecimiento de condiciones económicas actuales debe incluir precios históricos del petróleo y los costos asociados, y pueden involucrar un promedio para determinado período que debe ser consistente con el propósito del estimado de reservas, obligaciones contractuales, procedimientos corporativos y regulaciones existentes a la fecha de certificación de las reservas. Las RESERVAS COMPROBADAS pueden ser clasificadas en: DESARROLLADAS y NO DESARROLLADAS. 3. RESERVAS COMPROBADAS DESARROLLADAS: Son las reservas comprobadas que se estima podrán ser producidas mediante la existencia a la fecha de su evaluación de: a) Pozos perforados. b) Instalaciones y métodos de operación en funcionamiento. 29 c) Métodos de recuperación mejorada, siempre que el correspondiente proyecto de recuperación mejorada esté instalado y en operación. 4. RESERVAS COMPROBADAS NO DESARROLLADAS: Son las reservas comprobadas que se estima podrán ser producidas, mediante: a) Pozos a ser perforados en el futuro en áreas comprobadas. b) Profundización de pozos existentes a otros reservorios comprobados. c) Intervención de pozos existentes o la instalación de medios de transporte, que impliquen grandes costos o inversiones. d) Apertura de niveles colaterales comprobados en pozos ya existentes. e) Un proyecto de recuperación mejorada al que se asigne un alto grado de certeza, o que esté operando favorablemente en un área cercana con similares propiedades petrofísicas y de fluidos, que proporcionen soporte para el análisis sobre el cual está basado el proyecto y es razonablemente cierto que el mismo será ejecutado. 5. RESERVAS NO COMPROBADAS: LAS RESERVAS NO COMPROBADAS son aquellas basadas en datos geológicos y de ingeniería disponibles, similares a los usados en la estimación de las reservas comprobadas, pero las mayores incertidumbres técnicas, contractuales, económicas o de regulación, hacen que estas reservas no sean clasificadas como comprobadas. LAS RESERVAS NO COMPROBADAS pueden estimarse asumiendo condiciones económicas futuras diferentes de aquéllas prevalecientes en el momento de la estimación. El efecto de posibles mejoras futuras en las condiciones económicas y los desarrollos tecnológicos puede ser expresado asignando cantidades apropiadas de reservas a las categorías "PROBABLES" y "POSIBLES". Las RESERVAS NO COMPROBADAS pueden ser clasificadas en: RESERVAS PROBABLES y RESERVAS POSIBLES. En virtud de los diferentes niveles de incertidumbre, las reservas NO COMPROBADAS no deberían ser sumadas directamente a las RESERVAS COMPROBADAS. El agregado de diferentes clases de reservas es sólo aceptable cuando cada categoría de reservas ha sido apropiadamente descontada para los diferentes niveles de incertidumbre. 6. RESERVAS PROBABLES: Las RESERVAS PROBABLES son aquellas RESERVAS NO COMPROBADAS que sobre la base del análisis de los datos geológicos y de ingeniería, sugieren que son menos ciertas que las RESERVAS COMPROBADAS, y que es más probable que sean producidas a que no lo sean. En este contexto, cuando se han utilizado procedimientos probabilísticos, el término "probable" implica que debe haber por lo menos el CINCUENTA POR CIENTO (50%) de probabilidad que la recuperación final igualará o excederá la suma de las RESERVAS COMPROBADAS más las RESERVAS PROBABLES. 30 Por lo tanto, se entiende que las RESERVAS PROBABLES están comprendidas dentro del rango de probabilidades del CINCUENTA POR CIENTO (50%) al NOVENTA POR CIENTO (90%). 7. RESERVAS POSIBLES: Las RESERVAS POSIBLES son aquellas RESERVAS NO COMPROBADAS que del análisis de los datos geológicos y de ingeniería sugieren que son menos factibles de ser comercialmente recuperables que las RESERVAS PROBABLES. En este contexto, cuando se han utilizado procedimientos probabilísticos, el término "posible" implica que debe haber por lo menos el DIEZ POR CIENTO (10%) de probabilidad que la recuperación final igualará o excederá la suma de las RESERVAS COMPROBADAS más las RESERVAS PROBABLES más las RESERVAS POSIBLES. Por lo tanto, se entiende que las RESERVAS POSIBLES están comprendidas dentro del rango de probabilidades del DIEZ POR CIENTO (10%) al CINCUENTA POR CIENTO (50%) 8. RECURSOS: RECURSOS son todas las cantidades estimadas de hidrocarburos líquidos o gaseosos o de ambos, contenidos naturalmente en los reservorios y que pueden ser recuperados y utilizados bajo las condiciones tecnológicas existentes en el momento de la evaluación. Por lo tanto, para ser considerados, es un requisito que no exista en el momento del análisis viabilidad económica o comercialidad de la explotación. De tal forma, los hidrocarburos considerados no recuperables por ser su producción antieconómica o por falta de mercado, son RECURSOS. En el futuro, estos RECURSOS pueden volverse recuperables si las circunstancias económicas y/ o comerciales cambian, o si se producen desarrollos tecnológicos apropiados, o son adquiridos datos adicionales. 9. OBSERVACIONES: La intención de la SPE, el WPC y la AAPG en contar con una clasificación suplementaria a la de RESERVAS COMPROBADAS, es la de facilitar la consistencia y coherencia entre los profesionales que utilizan dichos términos. Las definiciones y términos aquí vertidos podrán reverse y adecuarse en el futuro, de acuerdo con los nuevos conceptos y circunstancias imperantes, y que sean reconocidos internacionalmente por las entidades mencionadas en el párrafo anterior. 31 INFORME: EVOLUCIÓN DE LAS RESERVAS DE HIDROCARBUROS EN ARGENTINA ENTRE 2002 y 2013 Luciano Caratori – Departamento Técnico Instituto Argentino de la Energía “General Mosconi” iae.org.ar | [email protected] Moreno 943, tercer piso (C1091AAS) – Ciudad Autónoma de Buenos Aires -