El Instituto Argentino de la Energía (IAE) General Mosconi presentó los datos de producción de petróleo en Argentina en 2021 (ver documento anexo). Según las cifras del informe fue mayor a la registrada en 2020 pero un 7,3% menor a la de 2011
La producción total de petróleo en 2021 fue 29,779 Mm3, esto es 6.5% mayor a la registrada en el año anterior. La producción se encuentra en niveles bajos siendo 7.3% inferior a la del año 2011.
Actualmente, los niveles de producción son similares al promedio entre los años 1990, 1991 y 1992. La producción de petróleo cae a una tasa promedio anual del 0.8% en la última década.
En la última década la producción anual de petróleo disminuyó, respecto del año anterior, en 6 de los 10 años del periodo. Dentro de los cuatro años de crecimiento se puede observar que el año 2015 tuvo un virtual estancamiento de la producción mientras que en 2021 se explica por la recuperación respecto al ASPO/DISPO de 2020: la producción es solo 0.8% superior a la de 2019.
Esto revela que en la última década hubo sólo dos años de crecimiento de la producción, los años 2018 y 2019, que coinciden con el abandono total de la política de “barril criollo” entendido como precio sostén o precio tope dado el caso.
La producción de petróleo Convencional presenta una declinación crónica que se inicia en 1998, año en que la producción nacional petrolera alcanzó su máximo histórico con 49.148 Mm3 anuales. A su vez, la producción total de 2021 es 40% inferior a total producido en aquel año. En contraste, la producción No Convencional muestra un importante crecimiento a partir del año 2015 que, con las cuencas convencionales en caída ininterrumpida, explica el dinamismo de la producción total nacional.
En el caso del gas natural, la producción en 2021 fue de 45.293 Mm3 y tuvo un aumento respecto al año anterior del 0.4%. La producción del año 2021 es 0.5% inferior a la de 2011 y en la última década disminuye a una tasa promedio anual del 0.1%.
Actualmente, la producción de gas natural es similar a la de los años 2000 y 2011, y se encuentra en un nivel 13% inferior a su pico histórico dado en el año 2004.
En los últimos 10 años se observa una serie productiva con forma de “V”, de la tendencia decreciente hasta el año 2013 y de inicio del crecimiento en el año 2014 que continuó hasta 2020. Desde ese momento se encuentra prácticamente estacada hasta 2021.
Por un lado, la producción de petróleo no convencional fue 40% superior a la del año anterior, presentando una tasa de crecimiento promedio anual entre 2015 y 2021 del 36.6%. Durante el último año, el incremento en este tipo de petróleo ha sido impulsada por el shale oil mientras se observa una disminución en la variante tight.
Por otra parte, la producción de gas natural no convencional fue 11.7% superior a la del año anterior, presentando una tasa de crecimiento promedio anual entre 2015 y 2021 del 21.4%. Durante el último año, el aumento en este tipo de gas ha sido explicada por un incremento en shale mientras hubo una reducción en el tight gas.
La producción convencional de petróleo y gas natural, que representan el 67% y 52% del total producido de cada producto, declina con tasas del 4.6% y 6.1% anual en promedio respectivamente entre los años 2011 y 2021.
Esta tasa de declino se aceleró en 2020 debido a una reducción por encima del promedio respecto del año anterior: 11.8% en petróleo y 8.8% en gas natural en aquel año. En 2021, las tasas de reducción respecto del año anterior se encuentran también por encima del promedio pre-pandemia: petróleo convencional se reduce 4.7% mientras que la de gas 8%.
Esto indica que a partir del año 2020 se aceleró la declinación anual de las cuencas convencionales de petróleo y gas natural.
La producción de petróleo convencional en 2021 es 37.5% inferior a la de 2011, mientras que la de gas es 47% menor a la de aquel año y ambas declinan con tendencias de larga data con características estructurales.
En nuestra opinión la baja experimentada en la producción nacional de hidrocarburos se enmarca en un contexto de baja inversión en exploración de riesgo en las áreas convencionales, lo que se manifiesta claramente en una disminución de las reservas comprobadas, probables y posibles de petróleo y gas natural en las cuencas convencionales según los datos oficiales de la Secretaría de Energía.
Las reservas comprobadas de petróleo y gas se reducen en todas las cuencas con excepción de la Neuquina, que impulsa el crecimiento total.
Las cuencas con mayores caídas en las reservas comprobadas de petróleo y gas son la Noroeste y la Cuyana, con caídas superiores al 70% entre 2020 y 2020. En orden de importancia en la disminución le siguen la cuenca Austral y Golfo San Jorge.
En 2020, las reservas comprobadas de petróleo fueron 4.5% menores a las del año 2010, mientras que las de gas natural fueron 10.7% mayores que las de aquel año.
Las ventas totales de gas natural tuvieron un aumento sostenido en la última década hasta el año 2018, momento en que marcó el máximo consumo en 10 años. En 2020 y 2021 la demanda fue 5.3% menor y 4.3% superior al año anterior respectivamente. Esto implica que no se logró recuperar los niveles de consumo pre-pandemia: la demanda es 1.2% menor a la de 2019 y 5.4% inferior a la del año 2018 momento en que se demandó el máximo de la década.
Subsidios
Las transferencias corrientes nominales medidas en dólares corrientes sumaron US$ 10.874 millones y aumentaron 77.6% en el acumulado a diciembre de 2021 respecto del año anterior. Esto implicó mayores subsidios por un monto de US$ 4,756 millones explicado por los subsidios a CAMMESA que aumentaron 61% anual en dólares y ocuparon el 66% del total de las transferencias corrientes por conceptos energéticos.
En cuanto a la tendencia histórica de los subsidios a la energía en términos anuales, el pico de subsidios se dio en el año 2014 con un total de US$ 19,876 millones. A su vez, en lo últimos diez años los subsidios acumularon US$ 134,187 millones, un monto que prácticamente triplica el préstamo otorgado por el FMI en el año 2018 y que excede holgadamente al promedio anual de reservas del Banco Central en la década.
Los programas relacionados a la producción de gas natural (Plan Gas no convencional, Ex Plan Gas y Plan Gas.Ar) han recibido transferencias por un total de USD 10,461 millones desde el año 2013, momento en el que entraron en vigencia. En el año 2021 entró en vigencia el Plan Gas.Ar mientras hubo también transferencia por Plan Gas No Convencional (Resol. 46). En conjunto estos dos programas de incentivo vigentes sumaron USD 1,125 millones con un aumento del 85% respecto al año anterior y tienen un peso del 10.3% sobre el total de las transferencias corrientes.
Comercio exterior
La importación de gas de Bolivia se redujo 12.8% entre 2020 y 2021, y es 33.6% superior a la del año 2011. En la última década la importación de gas natural por gasoducto ha aumentado un 2.9% en promedio anualmente.
La importación de Gas natural Licuado (GNL) aumentó 90.7% entre el año 2020 y 2021, mientras que en el último año fue 9.9% menor a la del año 2011. Es decir, bajo este criterio la importación de GNL de redujo 1% promedio anual en la última década. En este sentido, es importante destacar que las compras de GNL del año 2021 presentan un nivel similar a las del año 2011 pero se encuentran en un nivel 28% inferior a la media observada entre los años 2011 y 2018.
En la suma del total del Gas entregado a usuarios, el 17.9% corresponde al gas importado (Gas natural y GNL) totalizando compras al exterior por 8,266 MMm3.
Entre 2011 y 2021 el monto total de exportaciones energéticas disminuyó 19.3%, lo cual implica una disminución promedio anual del 2.1% en el valor energético exportado de los últimos diez años. Por otra parte, las importaciones tuvieron una reducción absoluta del 37.4% en los últimos diez años y una disminución promedio anual del 4.6%. En el último año las exportaciones crecieron significativamente menos que las importaciones: 45.1% y 121.3% respectivamente en relación a 2020. Esto resultó en un déficit comercial energético de USS 628 millones.
