Un panorama respecto al estado de las otras zonas productoras de la Argentina: el Golfo San Jorge, la Austral, la Cuyana y el Noroeste.

Seguirle el ritmo al shale neuquino no es fácil, pero las demás cuencas siguen aportando buena parte de los hidrocarburos que consume el país.

El crecimiento sostenido de la producción de gas y petróleo en la Cuenca Neuquina, impulsada por el no convencional de Vaca Muerta, está alcanzando niveles históricos. Si bien ese desempeño empuja al alza el total nacional, también disimula el declino que sufren marcadamente algunas de las cuencas.

Se trata de las cuencas del Golfo de San Jorge que hasta hace pocos años era la principal cuenca productora del país, la Cuenca Austral que soporta el declino de los últimos años a la espera de entrada en operación del proyecto Fénix, y otras de muy bajo desempeño como la Cuenca Cuyana y la del Noroeste que esperan un demorado resurgir del convencional.

Como referencia de comparación, la producción de petróleo en la provincia de Neuquén llegó en febrero último a los 381.570 barriles diarios, lo constituye un nuevo récord histórico con una variación acumulada de los dos primeros meses del año del 20,29 % interanual. En tanto, la producción de gas en febrero fue de 89,35 millones de metros cúbicos por día (MMm3/d), con un acumulado positivo del 6,34%.

El Golfo San Jorge

En la zona del Golfo que comparten las provincias de Chubut y de Santa Cruz en el primer bimestre del año la producción de petróleo alcanzó los 199.021 barriles con una caída interanual 2,2% respecto a los 203.704 barriles de los dos primeros meses de 2023. En cuanto al gas la producción pasó de los 11,2 Mmm3/día del primer bimestre del 2023 a los 11,07 Mmm3/día de este año.

En la cuenca, en la ventana del crudo Escalante, las principales operadoras son Pan American Energy que en enero-febrero alcanzaron los 82.574 barriles diarios, YPF (75.581), Compañia General de Combustibles (16.506) y Capsa (11.530). En gas, PAE alcanzó 6,7 Mmm3/día, seguida por YPF (2,1) y CGC (1,8) de los primeros dos meses de 2024.

El offshore Austral

En la Cuenca Austral, reservorio gasífero por excelencia de las últimas décadas, también se advierte ese declino que todo indica se sostendrá hasta la entrada en operación del Proyecto offshore Fénix que aportará 10 Mmm3/día a partir de fines de este año.

Hasta tanto, las cifras indican que en crudo en enero/febrero de 2024 la producción alcanzó los 10.469 barriles un retroceso de 8,6% respecto a los 11.457 barriles del año pasado. En este caso las principales productoras de los yacimientos del extremo sur del país son Total Austral con 3.185 barriles diarios, CGC (2.265), y Enap (2.988).

En el aporte del gas austral, en el primer bimestre el consorcio que encabeza la francesa Total logró en el comienzo del año 15,3 MMm3/día; por delante de CGC (4,3), Enap (2,3) e YPF (0,8).

Hidrocarburos mendocinos

La Cuenca Cuyana atraviesa desde hace varios años problemas para sostener su productividad, y el declino volvió a reflejarse en el arranque del primer bimestre con un aporte de crudo de 16.226 barriles con una merma de 7,3% respecto a los 17.507 del mismo período del año pasado. En esta oportunidad, las productoras principales son YPF con una generación diaria de 12.813 barriles diarios, por lejos sobre CGC (1.502), Petrolera Aconcagua (955) y Petrolera El Trébol (954).

En gas natural la caída se registró en enero/febrero una reversión en la producción al inyectar al sistema 143.383 m3, un 3,3% más respecto a igual período del año pasado, una diferencia marginal teniendo en cuenta el bajo peso sobre el total nacional. Por empresas, la producción gasífera la encabeza YPF con 6.917 m3 seguida por El Trébol, CGC y Aconcagua.

Petróleo y gas en el Norte

Finalmente, la Cuenca Noroeste es un reflejo de yacimientos avanzadamente maduros que requieren de fuertes estímulos de inversión al menos para sostener la actividad. Allí en el inicio de 2024 la producción de petróleo alcanzó los 3.511 barriles diarios, un descenso de casi el 30% respecto a los 5.030 barriles del año pasado. Allí, las principales productoras son Pan American Energy con 53.207 barriles, por sobre Recursos y Energía Formosa (40.922), Tecpetrol (38.293) y Pluspetrol (31.839).

En el caso del gas la situación es similar, y se hará sentir este invierno cuando el aporte del gas natural de Bolivia disminuya respecto a años anteriores para abastecer a las provincias de la región. En el Noroeste, la producción gasífera en los dos primeros meses fue de 3,4 MMm3 con una caída de 3,7 respecto a los 3,7 MMm3 del mismo período del año anterior. El grueso de la producción estuvo a cargo de las empresas Pan American Energy (1,5 MMm3), Pluspetrol (0,95 MMm3) y Tecpetrol (0,87 MMm3).

Fuente: Mejor Energía