El nivel de inversiones para la producción de gas y petróleo en todas las cuencas del país superará este año los u$s 10.700 millones, un crecimiento de 18% respecto de 2022, con particular incidencia en la actividad no convencional de Vaca Muerta con casi el 70% del total de los desembolsos previstos, según un relevamiento privado.Al cierre del primer semestre, el incremento de la producción de petróleo en general fue de casi 12% respecto a igual período del año pasado, impulsada por el no convencional, que marcó un alza del 37%.
Las producción de gas, por su parte, aumentó 2,7%, impulsado esencialmente por los yacimientos no convencionales de Vaca Muerta, que al cierre del primer semestre reflejaron un aumento de 10,3% interanual.
El nivel de inversiones viene apalancado por la consolidación del crecimiento de la producción de la cuenca neuquina que avanza en valores récord históricos, coinciden especialistas del sector.De acuerdo a la información presentada por las empresas a la Secretaria de Energía, y reseñadas por la consultora Aleph Energy, las inversiones en upstream en 2022 fueron por casi u$s 9200 millones, un 64% más altas que en 2021, y se espera que asciendan a casi u$s 11.000 millones al cierre de 2023, con un incremento proyectado de 18%.
Crecimiento en Vaca Muerta
El informe de la consultora que conduce el exsecretario de Planeamiento Energético, Daniel Dreizzen, destacó que «el porcentaje de inversiones en recursos no convencionales viene creciendo casi constantemente y en el 2022 alcanzó el 64% del total invertido».
De manera particular estimaron que «las inversiones en no convencional continuarán representando el mayor porcentaje y se espera que las inversiones en gas aumenten hasta 36%», incentivados por las nuevas obras de transporte, en particular por la conclusión del Gasoducto Néstor Kirchner.
Empresa por empresa
En cuanto a la distribución por empresas de los montos totales a invertir, al igual que lo sucedido en 2022, YPF se ubica en 2023 como la compañía operadora con mayor inversión esperada, con el 42% de los desembolsos totales previstos, por un monto estimado en u$s 3.749 millones; seguido por PAE, con u$s 1382 millones; y Total, con u$s 620 millones. La lista se completa con los compromisos asumidos por Tecpetrol -del Grupo Techint-, por u$s 615 millones; Pluspetrol, u$s 610 millones; Shell, u$s 603 millones; Vista Energy, u$s 581 millones; Pampa Energía, u$s 377 millones; Chevron, u$s 303 millones; CGC de Corporación América, u$s 265 millones; y Kilwer, u$s 246 millones.
En 2022, el bloque no convencional de Loma Campana (YPF) y de La Amarga Chica (YPF) se situaron como las áreas de mayor inversión. En tercer lugar se ubicó Cerro Dragón, en Chubut, de PAE en el rubro de hidrocarburo convencional.En líneas generales, para 2023 se proyecta que se mantendrá el mismo top 3 de concesiones. La diferencia estaría puesta en las inversiones previstas para La Amarga Chica, por US$ 841 millones, que se ubicarán por encima de las Loma Campana, con US$ 776 millones, ambas desarrolladas en la ventana de shale oil.
Operación convencional
A estas se suman -en orden de monto- las inversiones en el Anticlinal Grande Chubut para las operaciones convencionales de Cerro Dragón, con US$ 600 millones; seguido por el bloque no convencional de Bandurria Sur -de la sociedad YPF, Shell y Equinor- ,con US$ 589 millones; La Calera de Pluspetrol, con US$ 506 millones; y Fortín de Piedra ,de Tecpetrol, con US$ 413 millones.
También se destacan las inversiones en los bloques Aguada de la Arena de YPF, con US$ 359 millones; Bajada del Palo Este de Vista, con US$ 356 millones; El Trapial Este de Chevron, con US$ 303 millones; Aguada Pichana Este de Total, con US$ 269 millones; y Cuenca Marina en el Mar Austral de Total, con US$ 269 millones.
El motor de Vaca Muerta
La concentración de las inversiones en la cuenca neuquina explican el creciente grado de participación en el total de producción nacional que en el caso del petróleo viene alcanzando en los últimos meses los 640.000 barriles diarios, con un incremento del 10% interanual, de la cual el no convencional explica el 47%.Asimismo, la cuenca neuquina, principal productora de este tipo de recurso, representa el 63% de la producción total de crudo y si se le suma la Cuenca de San Jorge -hasta hace pocos años la más productiva del país- entre ambas concentran el 95% de la producción de la Argentina.
A excepción de la cuenca neuquina y el noroeste, el resto de las cuencas productivas continúan con una producción interanual declinante, siendo la cuenca Cuyana la más afectada.No obstante, a pesar de haber crecido en los últimos dos años y particularmente en lo que va de 2023, la producción de petróleo en la Argentina está aún lejos del máximo alcanzado en 1999.En el sector confían que en los próximos dos o tres años ese nivel podrá ser superado con la entrada en operación de varios de los proyectos de infraestructura en marcha, entre los que se encuentran el Oleoducto Transandino que ya comenzó a bombear crudo a Chile, y la ampliación de capacidad de Oleoducto del Valle, que une Vaca Muerta con el puerto de Coronel Rosales, en el sur bonaerenses; y el futuro megaproyecto exportador de YPF denominado Oleoducto Vaca Muerta Sur.
En líneas generales, el reporte de la consultora Aleph destaca que «la curva de crecimiento del no convencional en Argentina es impactante», en la cual YPF lidera el top 3 de los bloques más productivos con Loma Campana (YPF), siendo el yacimiento no convencional más importante, aportando 25% de la producción no convencional, seguido de La Amarga Chica (YPF) con el 17% y Bandurria Sur (YPF) con el 11%.Muy cercano a Bandurria Sur, se mantiene Bajada del Palo Oeste (Vista) con el 11% de la producción, y se destaca especialmente el crecimiento interanual de Sierras Blancas (Shell) y Aguada del Chañar (YPF), aunque su producción aún es baja respecto a los yacimientos del top 3.Manteniendo la tendencia del 2022, Cerro Dragón es la concesión con mayor producción del crudo convencional total, al explicar el 21% en este rubro; junto con Manantiales Behr (YPF), también en la Cuenca del Golfo San Jorge, con el 29% del convencional.