Argentina posee una matriz energética con predominio de los hidrocarburos, donde el gas natural y el petróleo contribuyen con el 89% de la producción total de energías del país.

La producción convencional de hidrocarburos muestra una tendencia marcadamente decreciente. Sin embargo, la producción no convencional de gas y de petróleo se está constituyendo en un pilar clave para revertir la caída de producción total, y determina que la cuenca neuquina, a partir del desarrollo de Vaca Muerta, presente una relevancia creciente.

Comparando la producción pre-pandemia (año 2019) con la proyectada para el año 2021, se puede apreciar una reducción del 12,5% en la producción gas, pasando de 135,2 MMm3/d a 118,39 MMm3/d, en tanto que la producción de petróleo pasó de 82.518 m3/d, a 90.506 m3/d, mostrando un aumento del 9,7%. Este comportamiento divergente, si bien pueden estar asociados a efectos de la pandemia, sobre todo por el lado de la demanda, los impactos de la política pública sectorial parecen tener mayor relevancia.

De esta manera, los datos sobre la producción de hidrocarburos muestran una inclinación hacia la explotación de petróleo, que está determinada por la disponibilidad de infraestructura, que permite transportar la producción desde los pozos, las posibilidades que brinda la exportación y una coyuntura favorable en relación a los precios.

La situación del gas natural, si bien existe un gran potencial de desarrollo a partir de la disponibilidad de recursos en Vaca Muerta, se encuentra limitada por la infraestructura del transporte hacia los puntos de consumo interno y por los cambios permanentes en las reglas de juego, en particular las asociadas al mecanismo de formación de precios y a las posibilidades de exportación. Tanto las posibilidades de inversión en infraestructura como las reglas de juego sectorial, están fuertemente influenciadas por el contexto macroeconómico.

Con la intención de revertir la caída en la producción de gas natural, el gobierno nacional implementó el Plan Gas.ar, que prevé subastar un cupo de 70 MMm3/d, proveniente de las distintas cuencas y por cuatro años. En la Ronda 2 del Plan, se presentaron ofertas por 3,36 MMm3/d para el invierno de los años 2022, 2023 y 2024, a un precio promedio ponderado de USD 4,728 MMBTU.

Fuente: IERAL