La producción convencional cayó en todas la cuencas durante noviembre

La producción convencional no para de caer a nivel nacional. Su merma ha sido tal que hoy el crudo producido en Vaca Muerta superó, en caudal, al conjunto de cuencas convencionales de todo el país.

Si bien en la cuenca del Golfo San Jorge (que comparten Chubut y Santa Cruz) se había logrado detener el declino, los datos de producción de noviembre no fueron positivos y sus variables, tanto intermensuales como de los últimos 12 meses e incluso dos años, se mostraron en rojo.

Más al sur, en la Cuenca Austral, compartida entre Santa Cruz y Tierra del Fuego, el declino es aún mayor y la merma se viene produciendo mes tras mes hace un largo período.

Incertidumbre

Sin una ley de incentivos que prosperara en 2023, aunque el inicio de 2024 con un nuevo Gobierno nacional que incentiva la liberación del mercado, la necesidad de una política que promueva inversiones en cuencas maduras, como las que hay en Santa Cruz, sigue siendo importante.

Así quedó reflejado en una Mesa de Trabajo que se realizó este viernes entre el gobernador Ignacio Torres, las operadoras de la cuenca y el sindicato de Petroleros Privados de Chubut.

El encuentro tuvo un principal interés por parte del gremio: la continuidad laboral de los trabajadores de la industria en medio del contexto actual. Si bien el sindicato también quería asegurar una reapertura de paritarias, el tema quedó en segundo plano al confirmarse que, a pesar de estar los plazos vencidos de acuerdo a la Ley de Hidrocarburos, las empresas aún no han presentado sus planes de inversión para el presente año.

Algo que nunca había sucedido. Más allá de que el escenario macro cambió drásticamente entre diciembre y enero y en parte explica el atraso en los cálculos y presentación de los presupuestos de inversión que cada operadora debe presentar ante la Secretaría de Energía de la Nación.

La competencia con Vaca Muerta

La preocupación generalizada en el Golfo sigue siendo Vaca Muerta que, por sus grandes resultados, acapara la mayor porción de las inversiones en detrimentos de las cuencas convencionales primero y más aún, de las maduras.

La posible salida de operadoras de la región hoy inquieta al sector, por el impacto que podría tener en toda la actividad económica de ambas provincias que integran la cuenca. De ahí que comienza a hacerse fuerte el planteo que, sostuvieron los gobernadores Claudio Vidal e Ignacio Torres para con YPF, que podría ser trasladado a otras operadoras, como el caso de Tecpetrol en Chubut, que ha reducido su inversión en la cuenca del Golfo y la ha incrementado en Neuquén.

Producción

Los números parecen respaldar las decisiones de las empresas que prefieren “apostar todo” a Vaca Muerta. A nivel nacional, la producción total en noviembre fue de 674.697 barriles por día de petróleo (bbl/d) y el gas natural llegó a los 126,3 millones de m3 (MMm3/d).

Desde la Cuenca Neuquina se batieron todos los récords. Con una suba interanual del 25,6% y del 71,3% respecto de 2021, fijando una nueva marca histórica de 368.616 bbl/d. Mientras que la producción de gas natural alcanzó los 82,22 MMm3/d, un el 5,35% más que un año atrás.

De esta forma, la Cuenca Neuquina aportó nada menos que el 54,6% del crudo y el 65% del gas que se produce en Argentina. De esta forma, de acuerdo al informe de la Secretaría de Energía de la Nación, gracias a Vaca Muerta se registró el mayor nivel de producción de petróleo en el país de los últimos 17 años.

Mientras tanto, en Golfo San Jorge el equilibrio e incluso un leve crecimiento en la producción que se había logrado alcanzar durante gran parte de 2023 en noviembre no ocurrió, aunque el retroceso se da en márgenes porcentuales bajos. Respecto a octubre la merma fue muy leve (0,3%). En los últimos 12 meses ese indicador en rojo fue de 1,4% y respecto de igual mes de 2021, la caída alcanzó 2,1%.

Muy distinto fue en Cuenca Austral. Aunque su participación en crudo es escasa, el descenso fue mucho más marcado. Con 14,7 mil bbl/d de petróleo, se registró un descenso de 13,1% respecto de 2022 y del 23% sobre 2021.

Respecto a la producción gasífera en las cuencas santacruceñas. Para Golfo San Jorge, con 11,2 MMm3/d de gas, la cuenca cayó 1% respecto de 2022, pero creció 7,5% sobre 2021. Mientras que en el caso de Austral, con 23,8 MMm3/d en noviembre, su producción fue 12,5% menor a 2022 y 17,5% más baja que en 2021.