8 febrero, 2024
En diciembre, la producción no convencional fue 352.000 barriles diarios, el 51% del total.
En julio se cumplirán apenas 11 años desde que YPF y Chevron firmaron el contrato que marcó la primera inversión a escala para comenzar a producir petróleo y gas de manera no convencional en Vaca Muerta. Hasta ese año, si bien había estudios que mostraban la riqueza hidrocarburífera de la cuenca neuquina, todavía no se sabía si era económicamente viable desarrollarla debido a la dureza de la roca. Una década después, la producción no convencional ya explica el 51% del total de extracción de petróleo de la Argentina.
En diciembre pasado, el país produjo 693.000 barriles diarios, de los cuales 352.000 fueron producción no convencional (shale oil). Se trató de un aumento interanual de 27,2%, que permitió compensar la declinación de la producción convencional, que cayó 3,6% a 341.000 barriles, según datos de la consultora Economía & Energía (EyE).
La cuenca neuquina, que tiene producción convencional y no convencional, explicó el 66% del total de la producción, con 456.270 barriles diarios de petróleo. Luego le siguió la cuenca del Golfo de San Jorge, con 201.077 barriles (29% del total), donde se produce petróleo pesado –llamado Escalante–, dijo G&G Energy Consultants.
Este cambio en la matriz de producción petrolera local en tan poco tiempo derivó en que las principales refinerías del país tuvieran que hacer inversiones millonarias para adaptar sus plantas al petróleo más liviano de Vaca Muerta, llamado Medanito.
De igual modo, la productividad de los yacimientos no convencionales sorprendió también a las mismas productoras, que se encontraron con problemas para evacuar toda su producción, generando cuellos de botella.
En el último año, YPF invirtió US$250 millones para poner en funcionamiento el oleoducto Vaca Muerta Norte, que incrementó en un 50% la capacidad de transporte de petróleo desde la Cuenca Neuquina hasta su conexión con el Oleoducto Trasandino (Otasa), lo que permitió volver a exportarle crudo a Chile después de 17 años.
Al mismo tiempo, en 2023 comenzó la ampliación de Oleoductos del Valle (Oldelval), la empresa que opera el principal ducto que conecta Vaca Muerta con Buenos Aires, luego de haber anunciado una inversión de US$1080 millones.
Los accionistas de Oldelval son las propias petroleras, que pusieron en marcha el proyecto debido a las estimaciones que tienen de su futura producción. Oldelval duplicará su capacidad de transporte de los 226.000 barriles diarios a 540.923 para 2025, aunque las obras están atrasadas debido a las demoras en la importación de insumos clave para la construcción.
En gas, Vaca Muerta ya había alcanzado el hito de producción en julio de 2021, cuando la oferta de shale y tight gas (dos formas de producción no convencional, que técnicamente varían según el nivel de porosidad y permeabilidad de la roca) superaron la oferta del convencional. En diciembre pasado, el gas no convencional representó el 58% del total, gracias a los 51 millones de m3/d de shale y a los 15 millones de tight, que fueron mayores a los 48 millones de m3/d de gas convencional.
Al igual que con el petróleo, el sector gasífero también tuvo problemas de cuello de botella en el transporte y derivó en la construcción del gasoducto Néstor Kirchner. La industria está a la espera de la construcción del segundo tramo del ducto y de la reversión del sentido de flujo del gasoducto del norte, que permitirá llegar con el gas de Vaca Muerta al norte argentino. En un futuro no tan lejano, el país podría exportar gas a Bolivia y Brasil.
Debido a la mayor producción de gas y petróleo, se espera que el sector energético tienda a una balanza comercial positiva de US$3800 millones este año, que no ocurría desde 2009.
Las principales productoras de petróleo son YPF, con el 37% del total (259.400 barriles diarios); Pan American Energy (PAE), de la familia Bulgheroni, con 14% (99.700); Vista, la empresa fundada por Miguel Galuccio, con 8% (56.400); Chevron, con 7% (46.800 barriles), y Shell, con 6% (44.400 barriles), según datos de EyE.
En cuanto a gas, las principales productoras son YPF, con el 31% (35 millones de m3/d); PAE, con el 14% (15,9 millones); Tecpetrol, del grupo Techint, con 11% (12,9 millones); Total, con 9% (9,9 millones), y Pampa Energía, con 7% (7,8 millones).
*LN/RN
