Los recursos convencionales aún no logran frenar el declino pero la llegada de nuevos jugadores a las áreas maduras alienta a pensar en un 2025 diferente.
El no convencional vuelve a comprobar mes a mes la productividad de sus operaciones que se sostiene, con saltos siempre por encima de los dos dígitos en términos interanuales, lo que permite traccionar el desempeño de toda la industria, a pesar de las limitaciones aún existentes en la capacidad de transporte.
Es que mientras la producción de Vaca Muerta volvió a romper en octubre su marca en el segmento del crudo al alcanzar los 447.460 barriles por día y el gas natural con 88,05 MMm3/d tuvo el nivel de gas natural más alto para Neuquén en el periodo, el resto de las cuencas siguen atravesando un proceso de declino tanto en la comparación interanual como en el acumulado de 2024.
De acuerdo al análisis de la consultora Economía y Energía a partir de las cifras de la Secretaría de Energía, en el décimo mes del año el total de la producción de crudo del país fue de 749.600 barriles diarios (bbl/día), es decir un alza de 12,1% respecto del mismo mes del año pasado.
De ese total, 328.500 bbl/día fueron de recursos convencionales con una caída interanual de 4,8% mientras que de fuentes no convencionales la producción alcanzó 421.100 bbl/día, con un alza de 30,2%. Así, la producción de Vaca Muerta representa en petróleo el 56% del total de la producción.
En el análisis por cuenca, se destaca que en octubre la actividad en el Golfo de San Jorge alcanzó los 193.900 bbl/día, con un declino de 4,5% interanual; mientras que en la Cuenca Austral la producción llegó a los 15.100 bbl/día con un caída de 1,8% ante mismo mes de 2023, y el resto de las cuencas suman un aporte de 19.200 bbl/día con baja de 9,7%.
Cuando se observa lo ocurrido en los primeros 10 meses del año, las cifras son aún mas contundentes: mientras la Cuenca Neuquina alcanzó los 480.800 bbl/día en promedio, con un crecimiento de 18,8% respecto a igual período del año pasado, la Cuenca del Golfo llegó a los 190.300 bbl/día con caída de 5,7%; la Austral con 14.500 bbl/día con baja de 6,5%, y el resto de las cuencas productivas 20.100 bbl/día y una retracción de 10,8%.
La desinversión de YPF en 25 áreas convencionales, agrupadas en seis clústeres en las provincias de Río Negro, Neuquén, Mendoza y Chubut, permitió el ingreso al negocio de nuevos operadores o de otros que podrán acrecentar su participación, abriendo las áreas maduras a una nueva etapa de posible recuperación a partir del próximo año.
Se trata de empresas como PCR, Velitec, Pecom, Petróleos Sudamericanos, Bentia Energy e Ingeniería Sima, las que tendrán ahora a su cargo la continuidad de las operaciones, mientras que YPF encara el plan Andes 2 para vender áreas marginales en Tierra del Fuego.
Al abordar el desempeño por operadora en la producción total de petróleo, YPF sigue cómodamente al frente con 358.700 bbl/día en octubre y un alza de 7%, mientras que Pan American Energy se sostiene como el primer productor privado con 109.000 bbl/día y un crecimiento de 6,9%.
El ránking continúa con algunos datos sorprendentes en cuanto a incrementos porcentuales: Vista alcanzó en el décimo mes del año 73.600 bbl/día con un incremento de producción de 49,4%; Pluspetrol llegó a los 40.400 bbl/día con un alza de 39,1%, mientras que Shell con 33.200 bbl/día también logró un incremento productivo de 38,6%.
Otro dato importante es el nivel de exportación en monto y volumen, el cual en octubre ascendió a los 225.000 bbl/día, por el equivalente a unos US$ 515 millones, de acuerdo al relevamiento de la consultora EyE que dirige el economista Nicolás Arceo.
Este desempeño en el comercio exterior se condice con lo ocurrido en los primeros 10 meses de 2024, en los cuales la Argentina tuvo un superávit de balanza comercial energética de US$ 4.302 millones. Con un saldo favorable proyectado de US$ 5.404 millones, por primera vez en casi dos décadas la balanza comercial del sector exhibirá un superávit superior a los US$ 5.000 millones.
Las exportaciones crecieron 23% en enero-octubre contra el mismo período de 2023, y llegaron a US$ 7.995 millones, y dado que los precios se mantuvieron estables, el aumento se explica por cantidades. En tanto, las importaciones se redujeron casi a la mitad, de US$ 7.216 millones a US$ 3.693 millones.
Las obras en marcha de expansión de la capacidad de transporte -en particular el denominado proyecto Duplicar que lleva adelante la empresa Oleoductos del Valle- permitirán a partir de 2025 buscar nuevos récords de producción y acercar al objetivo de millón de barriles diarios, que de acuerdo a distintas estimación podría alcanzarse entre 2026 y 2027.
Así, hacia finales de la década, el saldo comercial energético superaría los US$ 18.700 millones, centralmente gracias a la expansión de la producción de crudo