LUCIANA PAZ

El 2023 fue un gran año para las inversiones en petróleo y gas para Argentina gracias a la capacidad de evacuación de la Cuenca Neuquina con la exportación a Chile y el llenado del Gasoducto Néstor Kirchner. Mientras se espera la reglamentación del RIGI, el 2024 tendrá cifras más moderadas para el crudo y en baja para el gas.

Según la proyección de la consultora Aleph Energy, en 2024 se estima que las inversiones en petróleo crecerían un 6% mientras que las de gas disminuirían un 32%. En el 2023 las inversiones en petróleo crecieron un 23% respecto del 2022. En lo que respecta a gas las inversiones en 2023 fueron un 45% mayores a las del 2022 por la necesidad de llenar el GNK que en su primera etapa incorporó 11 MMm3/d en agosto 2023.

Sí bien en lo que va del 2024 se registraron anuncios de inversión, para concretarse la mayoría está a la espera de la reglamentación del Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones y los lineamientos de aplicación para la industria de los hidrocarburos. 

Las cesiones de YPF por el proyecto Andes y a su vez la elección de Río Negro para instalar la planta de GNL; Las autorizaciones a PAE, Tecpetrol y TotalEnergies para exportar gas; la inauguración de la planta compresora de Tratayen para dar más gas al GNK; El acuerdo con Chile para dar gas de Vaca Muerta a Bio Bio, se destacan entre las inversiones e inicios de operación.

"Es momento de que el gobierno, las empresas y la sociedad civil se unan en un esfuerzo conjunto para construir un sistema energético robusto, transparente y sostenible. La Ley de Bases y el RIGI son marcos que pueden guiar esta transformación, pero su éxito dependerá de la voluntad política, la capacidad técnica y el compromiso ético de todos los actores involucrados. Si logramos superar los desafíos y aprovechar las oportunidades que se presentan, Argentina podrá contar con un sector energético que no sólo garantice el suministro a precios justos, sino que también impulse el desarrollo económico y social del país", define el documento de Aleph Energy.

Para junio, la producción de petróleo bajó 664 kbbl/d (en comparación con mayo) como consecuencia de una caída en áreas de Chubut. Se registra una suba del 8% en los últimos 12 meses gracias a la suba del 22% del no convencional, no así el convencional que sigue bajando un 5% año móvil.

Las cuencas Neuquina y San Jorge concentran el 95% de la producción total en junio. Por un lado la Cuenca Neuquina  representó el 70% de la producción nacional y en junio logró 467 kbbl/d.  San Jorge, afectada por el temporal de nieve, produjo 167 kbb/d.

El temporal de nieve que impactó en las áreas de Chubut en junio, afectó las cifras de la producción convencional de todas las operadoras. Cerro Dragón, de PAE, registró la mayor producción con un aporte del 23%  total. Manantiales Behr (YPF) experimentó una reducción del 41%. Ambas áreas aportan el 28% del crudo convencional del país.

YPF es el operador más importante, aportando el 39%. Le sigue Pan American Energy con el 28%. Aconcagua Energía se destaca por una suba del 84% (adquiere activos convencionales de VISTA en marzo 2023) y por último CGC con un 6%.

Por otro lado, la producción no convencional ascendió un 1.8% respecto del mes anterior. Los dos bloques de mayor producción corresponden a YPF: Loma Campana  20% y La Amarga Chica 17%. En tercer lugar se ubica Bajada del Palo Oeste (Vista) con el 13%.

YPF, como operador, mantiene su liderazgo de no convencional, concentrando el 54%, un 22% por encima de los valores del último año móvil. Vista es el segund con 61 kbbl/d en mayo y Shell va en tercer lugar con el 8.7% de la producción operada.

Según una investigación de Rystad Energy, las reservas mundiales recuperables de petróleo se mantuvieron prácticamente estables en torno a los 1,5 billones de barriles, unos 52.000 millones de barriles menos que en el análisis de 2023. Argentina tuvo un aumento significativo con una ganancia de 4.000 millones de barriles gracias a la reducción de riesgos de los proyectos de esquisto en la formación Vaca Muerta y fue el único país que mostró una suba significativa.

La producción de gas durante junio fue 148 MMm3/d, -1.3% respecto al mes pasado. En la comparación año móvil, la producción de convencional y tight descendieron 10 y 13% respectivamente mientras que la producción de shale creció 20%.

La producción de no convencional, continúa con una tendencia creciente, representando en mayo el 65% de la producción total. En junio, la producción de la cuenca Neuquina creció un 13% como respuesta a la mayor capacidad de transporte asociada al GNK que entró en operación en agosto 2023.

Según el análisis de Aleph Energy, la Cuenca Neuquina hoy representa el 74% de la producción total del país minetras que el resto de las cuencas disminuyen.

En el convencional, el Campo Indio Este-El Cerrito (CGC) es la excepción a la baja del resto de las áreas. La concesión offshore Cuenca Marina Austral 1 (CMA-1), operada por Total Energies, aportó el 32% de la producción convencional y el 11% de la producción a nivel país

Total Energies, como operador, lidera la producción de gas convencional con el 38% de la producción del mes de junio, sin embargo registra un declino del 15% en comparación con el año móvil.  YPF y PAE son el segundo y tercer operador de gas convencional operando el 19% y 16% del total del gas convencional, respectivamente.

En el shale, Tecpetrol, operador de Fortín de Piedra es el mayor productor alcanzando 20 MMm3 /d (26% del shale total) e YPF, segunda  con 15.8 MMm3/d. 

La producción de tight gas  presenta un declino del 13% año móvil. - Las áreas que mayor impacto en el año móvil tuvieron fueron El Mangrullo (-33%), Aguada Pichana Este (-38%), Rincón del Mangrullo (-18%) y Estación Fernández Oro (-21%). - La tendencia a la baja es generalizada en todas las áreas de tight gas salvo en Rio Neuquén que presentan un crecimiento del 5%.

En junio se conectaron 53 pozos, lo que representa un descenso del 5% año móvil y un descenso significativo respecto al mes pasado (-31%).  Los pozos conectados se encuentran principalmente en las cuencas Neuquina y Golfo San Jorge, que registraron 34 y 19, respectivamente.

 YPF lidera la actividad durante junio conectando 21 de los 53 pozos terminados, en su mayoría en la cuenca Neuquina. En segundo lugar se ubica PAE con 15 pozos.

En la visión histórica, desde 2015 se observa un incremento del desarrollo de recursos no convencionales A partir del año 2014 la proporción de pozos de gas crece gracias a los incentivos y por la falta de gas nacional. Luego declina fuertemente, y a partir del 2021 con el Plan Gas 4 vuelve a crecer hasta agosto.