FABRICIO ALVAREZ
Mientras que la producción de petróleo y gas crece, apoyada especialmente en la tracción de Vaca Muerta y del Golfo San Jorge, la extracción hidrocarburífera convencional mantiene la tendencia a la baja.
El declino en la producción convencional de petróleo fue del 2,8% entre mayo de 2018 y 2019. Así se desprende de un informe del Instituto Argentino de Energía General Mosconi (IAE).
La extracción de petróleo crudo aumentó un 4,2% respecto del mismo mes de 2018, impulsada por un incremento del 9,9% en la Cuenca Neuquina. Según datos que se desprenden del informe del IAE, Vaca Muerta acumuló 35,7 (Mm3/d) en mayo pasado y creció 6,6% con respecto al mismo mes de 2018.
Solo fue superado por la Cuenca del Golfo San Jorge que registró 36,6% (Mm3/d) pero disminuyó 0,9% su producción, mientras que la Cuenca Noroeste y la Cuyana tuvieron una disminución del 20,2% y 2,9% respectivamente.
La que más aumentó su producción fue la Cuenca Austral, que incrementó un 22,2%, pero apenas aportó 3,7 (Mm3/d).
La forma de extracción más antigua representa el 83% de la producción nacional y el crecimiento -3,2% anual- se sustenta en el impulso de los desarrollos en la Vaca Muerta.
La diferencia entre los modelos de extracción marca la tendencia al no convencional, sin embargo todavía representa una pequeña parte del total ya que solo entre el 15 y el 18% de extracción de crudo se consigue a través de esta técnica.
Los desarrollos de petróleo no convencional aumentaron un 52,9% y 53,6% en el acumulado de los últimos doce meses a mayo de 2019, según datos de la Secretaría de Energía de la Nación.
En mayo, la producción no tradicional representó el 18,2% del total mensual, mientras que en el acumulado anual a mayo de 2019 es del 15,8% del total producido.
La caída de la producción en yacimientos maduros y las expectativas puestas en el shale oil llevaron a las grandes operadoras a fijar sus inversiones y sus desarrollos en el no convencional.
En Río Negro, por ejemplo, la zona del oeste, que durante muchas décadas fue una gran usina productiva, hoy atraviesa un cambio estructural.
Desde 2017 a esta parte los gigantes que allí operaban se centraron en la Cuenca Neuquina. La tendencia es el arribo de empresas más pequeñas,s especialistas en explotar pozos maduros.
La lógica con el gas es similar pero con números más significativos.
Mientras que la producción del shale gas aumenta, gracias al empuje de Fortín de Piedra yacimiento estrella de Vaca Muerta que opera Tecpetrol, el convencional - que representa el 61% del total- mantiene un declino pronunciado que trepó casi al 9% entre mayo de 2018 y 2019.
En términos generales la producción de gas creció un 5,7% en los últimos 12 meses y un 7,7% interanual, siempre tomando como referencia mayo de 2019.
La producción acumulada anual crece en las principales cuencas del país: en la Cuenca Neuquina aumentó 9,8% mientras que en la cuenca Austral el incremento fue del 4,9%. Estas dos áreas concentran el 85% del total de gas producido en Argentina.
La Cuenca Neuquina es la principal productora con 84,7 (MMm3/d) con un incremento del 11.8% interanual. En contrapartida hay una disminución en las cuencas Noroeste (-11,3%), Cuyana (-2,3%) y Golfo San Jorge ( -6,6%).
Fortín de Piedra, yacimiento estrella de la operadora Tecpetrol, es el principal caballito de batalla en el alza de la producción de shale gas. Sin su producción, el gas hubiese tenido un declino del 2,2% entre mayo de 2018 y el mismo mes de 2019. Gracias a la extracción en el área de Vaca Muerta la producción cerró con un alza por encima del 5,7%.
El informe detalla que este dato es de particular importancia ya que la producción en Fortín de Piedra es beneficiaria de los subsidios otorgados por la Resolución 46 y representan $ 8.000 millones acumulados en 2019. Para la operadora Fortín de Piedra significa el 85% del gas que produce.
Según detalla el informe del IAE, en los últimos doce meses , la producción anual de gas natural de Tecpetrol en el yacimiento Fortín de Piedra se incrementó 472% aportando 11,8 MMm3/d sobre un total de 131,3 MMm3/d (9% del total).
Es clave en la extracción no convencional porque representa el 23,4% del gas. Los desarrollos no convencionales crecieron un 33,3% interanualmente y un 40,7% en doce meses, mientras que descontando la producción de Tecpetrol bajaría al 18 y 14,9% respectivamente. Con estos números el subsidio al gas sigue siendo determinante para el crecimiento productivo.
