SANTIAGO SPALTRO

La producción de petróleo en la Argentina está al borde de cruzar un hito en la historia. Por primera vez desde que en 1907 se descubrió un yacimiento en el país, la producción nacional de crudo no convencional (shale oil) va a superar a la convencional en 2023, gracias a la productividad de Vaca Muerta.

Según el ex secretario de Planeamiento Energético, Daniel Dreizzen, hoy director de la consultora Aleph Energy, eso podría suceder en junio. Fuentes de Neuquén ubican el hito para julio. 

La provincia en donde se encuentran la gran mayoría de los yacimientos de Vaca Muerta (formación ubicada en la Cuenca Neuquina que también se extiende a zonas de Río Negro, La Pampa y Mendoza) espera terminar el año con una producción de 400.000 barriles diarios de petróleo. Allí, ya el 92% de la extracción de crudo es no convencional.

De acuerdo a los datos oficiales de la Secretaría de Energía, en marzo la producción nacional de petróleo crudo llegó a 631.121 barriles por día (bpd) y creció un 12,1% interanual. Del total, la participación del crudo no convencional fue del 48,48%, un número en constante ascenso y que era apenas superior al 15% hace cuatro años, reveló el consultor Alberto Fiandesio.

El aumento de la disponibilidad de shale oil para consumo interno y exportaciones fue causado por las inversiones de YPF, Chevron, Vista, Shell, Pluspetrol y PAE, principalmente; al mismo tiempo, en las cuencas maduras cae la producción convencional.

La estrategia de las petroleras, dicen en una de las empresas, es que el convencional se mantenga estable o con una leve caída hasta que cambien las condiciones (por ejemplo, que se descubra petróleo offshore y se pueda producir masivamente), mientras el crecimiento lo aporta el no convencional.

INVERSIONES, PRODUCCIÓN Y EXPORTACIONES DE VACA MUERTA
Un reporte de la consultora Economía & Energía, que dirige Nicolás Arceo, muestra que en lo que va de 2023 se terminaron en promedio unos 44 pozos por mes (18 de ellos de shale), contra 43 de 2022 y 36 de 2021, así como hay en operación unas 49 plataformas para perforar pozos de crudo, frente a 45 en 2022 y 35 en 2021.

Las posibilidades de que continúe el aumento en la producción de crudo dependen de la construcción de infraestructura de transporte para evacuar el petróleo desde el este de Neuquén hacia el Océano Pacífico, vía Chile, y hacia el Atlántico, vía Puerto Rosales.

La empresa Oleoductos del Valle (Oldelval), en la que participan YPF, ExxonMobil, Chevron, PAE, Pluspetrol, Tecpetrol y Pampa Energía está ampliando su capacidad actual de 45.000 a 86.000 m3 diarios (540.940 bpd) hacia mediados de 2024.

La petrolera estatal ya satisface el total de su demanda interna y firmó un contrato con la Empresa Nacional de Petróleo (ENAP) de Chile para reactivar el Oleoducto Trasandino (Otasa), con lo que iniciará exportaciones por 41.000 bpd hasta mediados de junio y luego, progresivamente, podría llegar hasta 110.000 bpd.

Además, el Oleoducto Vaca Muerta Norte estaría listo a fin de año con una capacidad de 160.000 bpd, para abastecer tanto la refinería de Luján de Cuyo (Mendoza) como para conectar con Otasa.

El petróleo es más fácil de exportar que el gas natural, por lo que aportará en el corto plazo dólares para revertir la balanza comercial energética y mientras hay sustitución de importaciones de gasoil, fuel oil y gas licuado (GNL), crecerán las exportaciones de crudo, para llegar a un equilibrio en 2023 y recuperar el superávit de energía en 2024.