La industria petrolera de Argentina transita un dicotomia entre la escasez de capitales extranjeros y un mercado local activo que va por más áreas y proyectos impulsados por las medidas económicas y fiscales del nuevo gobierno.
Según el último informe de Aleph Energy, realizado por Daniel Dreizzen, Milagros Piaggio y Ruth Daurade Magneres, a pesar del crecimiento de la industria gracias al desarrollo no convencional todavía no llegan capitales extranjeros y algunas empresas internacionales analizan vender activos en el país. La otra cara de la moneda es que las empresas con capital argentino están ávidas por esos activos y además varias acceden a mayor capital gracias al blanqueo realizado por el gobierno nacional.
La producción total de petróleo durante enero fue de 754 kbbl/d. el no convencional llegó a 448 kbbl/d y el convencional 306 kbbl/d. Se observa un aumento del 10% en año móvil, apalancado por el incremento del 28% del no convencional.
La Cuenca Neuquina representó un 71% de la producción total nacional y alcanzó un crecimiento del 20% año móvil impusaldo por el no convencional. La Cuenca del Golfo San Jorge se vió fuertemente afectada por un temporal de nieve que golpeó a todos los meses subsiguientes y en noviembre la producción fue de 195 kbbl/d (-2 kbbl/d vs may.24 previo a la nevada)
Las cuencas Neuquina y San Jorge concentran el 96% de la producción total.
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.
Se destaca el crecimiento de Chachahuen Sur (YPF), alcanzando el top 3 con un crecimiento año móvil de 19%. YPF es el operador de crudo convencional más importante, aportando el 38% del total del país. No obstante, se observa una reducción de 10 kbbl/d debido a la cesión del área Escalante-El Trébol a PECOM.
En segundo lugar, se ubica Pan American Energy con el 26%. El informe de Aleph destaca el crecimiento de producción Petroquímica Comodoro Rivadavia por la adquisición del Cluster Llancanelo (áreas Llancanelo y Llancanelo R) en el marco del proyecto Andes.
La producción no convencional ascendió un 3.1% respecto del mes anterior (+13 kbbl/d) y alcanza 453 kbbl/d. Los tres bloques de mayor producción son Loma Campana (YPF), seguido de La Amarga Chica (YPF) con el 16% y Bandurria Sur (YPF) con el 13%.
La curva de crecimiento del no convencional en Argentina es impactante. YPF, como operador, mantiene su liderazgo concentrando el 57% de la misma con 243 kbbl/d, un 20% por encima de los valores del último año móvil. Vista es el segundo operador alcanzando 71 kbbl/d en diciembre. Shell, en tercer lugar con el 6.9% de la producción operada.
SHALE GAS SE MANTIENE AL ALZA
La producción de gas total a nivel país en enero fue 138 MMm3 /d, en la comparación año móvil, la producción de convencional y tight descendieron -4% y -6% respectivamente mientras que la producción de shale creció 21%.
La producción de no convencional representa 60% del total. La cuenca Neuquina ascendió a 97 MMm3 /d y hoy representa el 70% de la producción total del país.
La Cuenca Austral, continúa en crecimiento alcanzando 28 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.
En agosto 2023 se finalizó el llenado de la Fase I de Gasoducto Néstor Kirchner que incrementó la capacidad de transporte de gas de la Cuenca Neuquina en 11 MMm3/d. En julio entró en operación la compresión de Tratayen (+5 MMm3/d) y en octubre entró en operación la compresión de Saliqueló (+5 MMm3/d)
La producción de gas convencional fue de 53.8 MMm3/d, una disminución de un 4% en comparación con el año móvil.
La concesión offshore CMA-1, operada por Total Energies, aportó el 38% de la producción convencional y el 15% de la producción a nivel país. A fines de septiembre Total Energies anunció la puesta en producción del primero de los tres pozos. Durante octubre incrementó su producción en promedio en 2 MMm3/d con la conexión del primer pozo.
Total, como operador, lidera la producción de gas convencional con el 44% de la producción del mes de enero.
La producción de shale gas en enero fue 68.4 MMm3 /d. y tomando como referencia el último año se incrementó un 21%.
- Fortin de Piedra es el yacimiento de mayor producción, aportando el 18% y seguido por Aguada Pichana Este con el 15%. Se destaca el crecimiento del bloque La Calera (Pluspetrol) bloque que presenta un muy fuerte crecimiento desde may.24 cuando entró en operación la nueva CPF (4,8 MMm3/d en abr.24 a 7.9 MMm3/d en nov.24).
En enero, YPF fue el mayor productor de shale gas, alcanzando 17.9 MMm3/d (26% del shale total). Tecpetrol se sitúa como el segundo productor con 13.1 MMm3/d, un 19% de la producción total.
La producción de tight gas cayó, y se registró un 16.4 MMm3/d en enero. Las áreas que mayor impacto en el año móvil tuvieron fueron Loma La Lata (-29%) y Rincón del Mangrullo (-20%).
La curva de crecimiento del tight gas hasta 2018 fue en alza, 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 82% 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).
