Al cierre del 2024, la balanza comercial de Argentina mostró cifras postivas luego de 13 años gracias a una mayor exportación de petróleo y una menor compra de gas y GNL.
Según el último informe de la consultora Aleph Energy, la balanza comercial del 2024 cerró positiva en 4414 MMUSD luego de iniciar el año con una normalización del mercado energético como respuesta a un achicamiento de la brecha cambiaria.
Para el 2025, Daniel Dreizzen, Milagros Piaggio y Ruth Daurade Magneres, ingenieros de Aleph Energy, proyectan un crecimiento de la producción del crudo del 14% y de gas del 12%, crecimiento de las etapas de fractura de petróleo del 36% (gas estables) y una balanza comercial que crecerá 2600 MMUSD superando los 7 BUSD.
En cifras, la producción total de petróleo durante noviembre se incrementó a 762 kbbl/d. La producción de petróleo no convencional supera al convencional y representa el 58% de la producción total de crudo nacional.
El no convencional llegó a 453 kbbl/d la producción del mes fue de 309 kbbl/d con un aumento del 10% en año móvil, apalancado por el incremento del 27% del no convencional. Por su parte, la producción de convencional continúa decreciendo a un ratio de 6% año móvil.
PETRÓLEO POR CUENCA
La producción de la cuenca Neuquina, en diciembre, fue de 540 kbbl/d lo que representó un 71% de la producción total nacional y alcanzó un crecimiento del 19% -año móvil - apalancado por el fuerte crecimiento de la producción No Convencional.
La Cuenca del Golfo San Jorge se vió fuertemente afectada por un temporal de nieve, la producción fue de 195 kbbl/d
CONVENCIONAL POR PROYECTO
La consultora observó una tendencia generalizada a la baja en producción de crudo convencional para prácticamente la totalidad de los principales operadores.
Cerro Dragón, de Pan American Energy, es la concesión con mayor producción, manteniendo su aporte del 22% del crudo convencional total. Junto con Manantiales Behr (YPF), también en la Cuenca del Golfo San Jorge, aportan el 30% del crudo convencional del país.
El temporal de nieve de Chubut impactó, mayormente, en Manantiales Behr (YPF), Diadema (Capsa-Capex) y Escalante – El Trébol (YPF). Se destaca el crecimiento de Chachahuen Sur (YPF), alcanzando el top 3 con un crecimiento año móvil de 22%. YPF es el operador de crudo convencional más importante, aportando el 39% del crudo convencional del país. No obstante, se observa una reducción de 8 kbbl/d debido a la cesión del área Escalante-El Trébol a PECOM.
En segundo lugar, se ubica Pan American Energy con el 26%. Se destaca el crecimiento de producción en el año móvil de Aconcagua energía del 4%
NO CONVENCIONAL POR PROYECTO
La producción no convencional ascendió un 3.1% respecto del mes anterior (+13 kbbl/d) y alcanza 453 kbbl/d. YPF, como operador, mantiene su liderazgo de producción de petróleo No Convencional, concentrando el 54% de la misma con 238 kbbl/d, un 20% por encima de los valores del último año móvil.
Los tres bloques de mayor producción son Loma Campana (YPF), 20% de la producción no convencional, seguido de La Amarga Chica (YPF) con el 16% y Bandurria Sur (YPF) con el 13%.
Se destaca el crecimiento de La Calera producto de la reciente ampliación de planta, alcanzando un 113% año movil.
Vista es el segundo operador no convencional más importante alcanzando 74 kbbl/d en diciembre. Shell mantiene su posición como tercer operador no convencional más importante, con el 6.8% de la producción operada.
GAS
La producción de gas total en Argentina durante diciembre fue 125 MMm3 /d. En la comparación año móvil, la producción de convencional y tight descendieron -6% y -7% respectivamente mientras que la producción de shale creció 20%.
La producción de no convencional continúa disminuyendo su participación representando el 50% de la producción total.
La producción de la cuenca Neuquina descendió a 87 MMm3 /d y hoy representa el 70% de la producción total del país. Por su parte, la Cuenca Austral fue 23 MMm3 /d. En octubre se había enganchado el primer pozo del Proyecto Fenix (CMA-1). El resto de las cuencas disminuyen su producción tanto en la comparación interanual como en el año móvil.
GAS CONVENCIONAL POR PROYECTO
En diciembre la producción de gas convencional fue de 48.8 MMm3/d, una disminución de un 6% en comparación con el año móvil.
Cuenca Marina Austral 1 (CMA-1): La concesión offshore CMA-1, operada por Total Energies, aportó el 33% de la producción convencional y el 14% de la producción a nivel país. A fines de septiembre Total Energies anunció la puesta en producción del primero de los tres pozos. Durante oct.24 la concesión incrementó su producción en promedio en 2 MMm3 /d con la conexión del primer pozo. El proyecto Fénix incluye dos pozos offshore adicionales y se espera que pueda aportará 10 MMm3 /d en total.
Total, como operador, lidera la producción de gas convencional con el 39% de la producción del mes de noviembre. Total e YPF son el segundo y tercer operador de gas convencional operando el 18% y 16% del total del gas convencional, respectivamente.
Se observa una tendencia generalizada a la baja en prácticamente todos los operadores de gas convencional con excepción de Tecpetrol.
SHALE GAS POR PROYECTO
La producción de shale gas fue 6.13 MMm3/d, considerando el último año móvil la producción de shale se incrementó en un 20%.
La producción de Aguada Pichana Este superó levemente la de Fortín de Piedra y representa el 16% del shale gas total. Se destaca el crecimiento del bloque La Calera de Pluspetrol. Mientras que YPF fue el mayor productor de shale gas, alcanzando 14.4 MMm3/d (23% del shale total)
Tecpetrol se sitúa como el segundo productor con 10.4 MMm3/d, un 17% de la producción total. Se destaca el crecimiento de Pluspetrol que ha duplicado su producción durante los últimos cuatro meses y de Pampa Energía en Sierra Chata.
TIGHT GAS POR PROYECTO
La producción de tight gas fue de 14.4 MMm3/d y presenta un declino del 7% año móvil. Las áreas que mayor impacto en el año móvil tuvieron fueron Sierra Chata (-33%), Loma La Lata (-27%) y Estación Fernández Oro (-19%). La curva de crecimiento del tight gas hasta 2018 fue impactante. Sin embargo, por la migración de las inversiones al shale, por su mayor rendimiento e incentivos, la producción decrece constantemente desde entonces.
YPF, Pampa y CGC son las empresas operadoras de tight gas más importantes concentrando el 81% de la producción total de tight gas. Se observa una tendencia generalizada a la baja en prácticamente todos los operadores de tight gas, a excepción de CGC (bloques Campo Indio Este y Cañadón Seco).
