En agosto de 2013 comenzó a escribirse la historia grande de Vaca Muerta tras el acuerdo firmado entre YPF y Chevron. A una década de ese puntapié, el shale de la formación representa más de la mitad de la producción de hidrocarburos del país. Y si bien es el motor que mueve al sector, también es el árbol que oculta que, en la otra vereda, el bosque de la producción convencional declina sin pausa, al punto de que en esta década ya perdió dos de cada cinco barriles y la mitad del gas natural.
Comenzaremos analizando el promedio nacional y siempre a partir de los datos oficiales de la Secretaría de Energía de la Nación.
El 2013 fue un año complejo, sin dudas, en el cual la producción total de petróleo llegó a los 197 millones de barriles de crudo, dando un promedio diario de 540.038 barriles.
Se trataba, claro está, de una producción casi absolutamente convencional: el 99,24% provenía de lo que hoy se llaman campos maduros, y el tight y el incipiente shale apenas aportaban 4.000 barriles diarios.
En el segmento del gas, en 2013 la producción llegó a un total de 41,6 mil millones de metros cúbicos, dando un promedio diario de 114 millones de metros cúbicos, que también, eran mayormente convencionales. En este caso era el tight el que aportaba el 5,8% de la producción, algo así como unos 6,2 millones de metros cúbicos diarios.
El dato
- 203.000
- barriles de petróleo por día perdió el convencional en la última década.
Pero en estos diez años que transcurrieron "pasaron cosas". El año pasado la producción anual de petróleo convencional pasó de esos 195,6 millones de barriles del 2013 a solo 121 millones.
Esto implica que en 2023, el promedio diario de la producción de petróleo convencional del país fue de apenas 332.594 barriles, perdiendo de esta forma en una década nada menos que 200.000 barriles diarios.
En el segmento del gas, la caída en picada fue aún más notable. Mientras en 2013 la producción convencional de gas fue de 39,4 mil millones de metros cúbicos, una década después solo llegó a los 20,2 mil millones.
Traducido esto en valores diarios, se pasó de una producción convencional de casi 108 millones de metros cúbicos, a solo 55,34 millones de metros cúbicos, perdiendo así el 48,73% de su generación.
La caída en las provincias
La principal provincia productora de hidrocarburos del país es Neuquén, hoy catapultada por el efecto de Vaca Muerta. Pero al analizar el desplome del convencional es también la provincia que se destaca con la peor caída.
En el caso del petróleo puede verse en los registros oficiales de Nación que en 2013 la producción de Neuquén en el segmento convencional era de 37 millones de barriles anuales, es decir un promedio de 101.501 barriles diarios. Pero una década después, el convencional solo aportó en 2023 10,5 millones de barriles, es decir apenas 28.778 barriles por día.
Esta caída del 71,64% pasó prácticamente inadvertida a la sombra del boom de Vaca Muerta, que le permitió a la provincia no solo compensar esa caída, sino marcar nuevos récords históricos de producción que superan incluso a las marcas de la era dorada del convencional, allá por 1998.
En la vereda del gas natural, la producción convencional de Neuquén también se vino a pique y perdió en esta década nada menos que el 70% de sus rindes. Pasó de una producción en 2013 de 44,93 millones de metros cúbicos diarios, a los 13,56 que se aportaron el año pasado. Pero Neuquén no fue la única provincia en la que el convencional cayó con fuerza.
Río Negro perdió en esta última década más de la mitad de su producción de petróleo, no solo convencional, sino total. La provincia que hoy está definiendo la aprobación de los dos primeros pozos hacia Vaca Muerta de su jurisdicción, pasó de tener una producción diaria en 2013 de 39.290 barriles a solo 18.783 el año pasado, esto es un desplome del 52%.
En Mendoza se ha combatido la caída de la producción de crudo con varios planes de fomento, pero no se logró frenar la caída de la producción de gas convencional. La provincia del sol y el vino perdió el 77,9% de su producción de gas convencional en esta década, pues pasó de generar 6,8 millones de metros cúbicos diarios en 2013, a apenas 1,5 el año pasado.
En Salta sucedió algo similar, pero en este caso la caída fue del 60%. La provincia registraba en 2013 una producción de gas convencional de 8,8 millones de metros cúbicos diarios, que el año pasado se redujeron a solo 3,5 millones de metros cúbicos.
En tanto que en Santa Cruz se vio un fenómeno similar pero en la extracción de petróleo. La provincia registró en 2013 un promedio diario de producción de 118.906 barriles, pero el año pasado esos rindes cayeron a solo 67.552, es decir un 43,8% menos en una década.
Gracias Vaca Muerta
Mientras el sector convencional se entusiasma con la posibilidad de que empresas más pequeñas tomen la operación de todas o parte de los 55 campos maduros que YPF incluyó en su plan de desprendimiento de activos, son los bloques de Vaca Muerta los que han permitido al país no tener que multiplicar, y mucho, las importaciones de hidrocarburos.
Es que si se observa por ejemplo la producción de petróleo, el año pasado el promedio del convencional fue de 332.500 barriles diarios, un cúmulo que choca contra el nivel que demandaron las refinerías argentinas, que rondó los 527.000 barriles diarios.
Dicho esto de otra forma, sin el shale oil de Vaca Muerta no solo no se habrían registrado las exportaciones que hubo, sino que se deberían haber importado casi 200.000 barriles diarios para cubrir la demanda de las refinerías nacionales.
Y en el segmento del gas natural sucede lo mismo. La producción convencional cayó el año pasado a un promedio diario de 55,34 millones de metros cúbicos por día que es un volumen menor a la demanda de base que tiene el país.
Para tomar un parámetro de esto, alcanza con contar que tan solo el Plan Gas.Ar tiene un contrato de base los 365 días del año de 67 millones de metros cúbicos diarios, algo que el año pasado ya no se habría podido cubrir siquiera con el convencional.
Pero si se observa los meses de mayor demanda que registra el país, producto de la estacionalidad, el escenario es mucho más complejo, ya que de contar solo con la producción convencional de gas no habrían alcanzado los dos buques regasificadores y el ingreso de gas por ducto desde Bolivia para poder cubrir los picos de consumo que se registran en pleno invierno.
El auge de Vaca Muerta tapa en gran medida el desplome del convencional, pero su crecimiento en producción es tal que no solo compensa esa caída, sino que la supera y deja en el petróleo márgenes crecientes para las exportaciones.
El Instituto Mosconi cuestionó la falta de exploración
El titular del Instituto Argentino de la Energía Mosconi, Jorge Lapeña, analizó la situación en el reciente informe anual del organismo y sostuvo que "la producción convencional de petróleo y gas natural han disminuido su producción con tasas del 4,6% y 6,6% anual acumulativo en promedio respectivamente entre los años 2013 y 2023. Esto permite afirmar que ha existido un abandono de las políticas clásicas lideradas por la YPF estatal en el Siglo XX, basadas en la exploración de todas las cuencas productivas y la puesta en producción de los nuevos yacimientos descubiertos".
Y destacó que "en nuestra opinión, la baja experimentada en la producción nacional de hidrocarburos convencionales se enmarca en un contexto de baja inversión y resultados insatisfactorios en la exploración de las formaciones y reservorios convencionales de las cuencas terrestres, con la consiguiente reducción drástica de la inversión de riesgo en esas áreas".
"La muy baja inversión en exploración respecto a las performances anuales del siglo 20 se manifiesta claramente en una disminución de las reservas comprobadas, probables y posibles de petróleo y gas natural en las cuencas convencionales. En el periodo 2012-2022, las reservas comprobadas de petróleo y gas se reducen significativamente en términos absolutos en todas las cuencas con excepción de la Neuquina – única cuenca en crecimiento productivo- que impulsa el crecimiento total a partir de la actividad no convencional".
Para plantear como resumen que "la incipiente concentración de las inversiones en proyectos de shale oil y shale gas en la Cuenca Neuquina han dejado poco margen para el financiamiento de los proyectos convencionales".