Por Vaca Muerta, la Cuenca Neuquina (que abarca a Mendoza) aumentó 74% su producción de petróleo en solo 5 años

Tan solo en los últimos cinco años, el escenario de producción de petróleo mostró cambios sustanciales, lo que terminó de posicionar a la Cuenca Neuquina con el shale oil de Vaca Muerta como uno de los protagonistas en el conjunto nacional. Esta creció casi 75% en los últimos años de la mano del no convencional. El resto de las cuencas productivas, la Noroeste, Cuyana, Golfo San Jorge y Austral tuvieron ritmos principalmente decrecientes.

Desde 2019 a 2023, el segmento del crudo fue atravesado por diversos contextos macroeconómicos, sociales y políticos. Entre ellos, vivió las consecuencias de la pandemia por Covid-19 y gestiones de gobierno distintas, que moldearon, de alguna forma, el presente de la industria.

Hace cinco años, en 2019, la producción de la Cuenca Neuquina, que abarca Neuquén, Río Negro, Mendoza y La Pampa, era apenas 2,15% mayor a la del Golfo San Jorge, que incluye la producción de Chubut y Santa Cruz. Esta última tuvo una producción convencional que alcanzó los 249.535,5 barriles por día promedio en el año.

En el caso de la Cuenca Neuquina, 2019 tuvo una producción promedio de 254.900,6 barriles por día. Según datos que se desprenden de la secretaría de Energía de Nación, la producción shale de Vaca Muerta representó el 39,4% del total de la cuenca. El convencional fue el principal actor con el 60,6% del total. Ese año los resultados que brindó la formación no fueron los esperados.

En 2019 se pronosticaba que sería el despegue de la formación a través de las áreas en desarrollo masivo. En total, eran once los bloques de Vaca Muerta que podían ser considerados dentro de este segmento. Ocho de ellos estaban concentrados en la búsqueda de petróleo. Sin embargo, el sector se vio afectado por el contexto político de elecciones, que influyó en la macroeconomía.

El 2020, el panorama social, político y económico sufrió un revés inesperado. La pandemia por el Covid-19 marcó el ritmo de la producción a la baja en todas las cuencas, menos la Neuquina. Sin embargo, más allá de su moderado crecimiento de la mano de Vaca Muerta, la producción nacional cayó 4,4%.

La cuenca más afectada en 2020 fue la Austral, que cubre parte de Santa Cruz y Tierra del Fuego. Se desplomó alrededor de 25% en la comparación interanual: en 2019, la producción promedio por día fue de 24.282,1 barriles por día (bbl/d) mientras que en 2020 fue de 18.119,8 bbl/d. Como se mencionó más arriba, el contexto de emergencia sanitaria marcó una baja en la demanda y la consecuente disminución de la producción.

Llegado 2021, el panorama a la baja se repitió. La producción de petróleo disminuyó en todas las cuencas menos en la Neuquina, gracias a Vaca Muerta. El crudo convencional representaba el 67% de la producción nacional, que a lo largo de los años, mostró una declinación crónica. Este panorama, además de los resabios de la pandemia, podría relacionarse con el poco fomento que hubo los últimos años para la exploración de más reservas por fuera de Vaca Muerta.

En 2021, la Cuenca Neuquina creció un sorprendente 16% y pasó de producir un promedio de 257.379 bbl/d en 2020 a 298.729,5 bbl/d. Vale remarcar, que este incremento viene de la mano del no convencional, que explica la dinámica de la cuenca, ya que en provincias como Río Negro, dedicada al convencional, de 28.282 bbl/d en 2020 bajó a 26.144 bbl/d en 2021.

El 2022 también arrojó resultados positivos para la Cuenca Neuquina y amplió la brecha con sus pares, que tuvieron una producción decreciente. La producción convencional de petróleo, que representaba el 58% del total, cayó 4,6% en la comparación interanual. La Cuenca Neuquina, por su parte, en el acumulado interanual produjo un promedio de 379.458,5 bbl/d, 27% más que en 2021.

En el 2023, cerró la gestión de Alberto Fernández y ante un nuevo contexto electoral, la atención estuvo puesta en los resultados y las posibles modificaciones que traería nuevos actores en el gobierno. Con ciertas incertidumbres, igual el 2023 fue positivo para la Cuenca Neuquina, que creció y alcanzó un promedio de 443.185,7 bbl/d, seguida por el Golfo San Jorge con 218.319,6 bbl/d. El tercer puesto lo obtuvo la Cuyana, que incluye a Mendoza, con 18.638,7 bbl/d.

La caída del convencional en los últimos cinco años

En este punto, no es novedad que las cuencas con producción meramente convencional han reducido su producción. En la comparación de los últimos cinco años, la cuenca que más vio caer la cantidad de barriles es la Austral, con casi 50% menos entre 2019 y 2023: de 24.282,1 bbl/d bajó a 12.259,8 bbl/d.

Después le siguió la Cuenca Cuyana, que cayó casi 27%. En 2019, tuvo un promedio de 25.489,9 bbl/d, mientras en 2023 produjo 18.638,7 bbl/d. Ahora, Mendoza avanza con los planes de exploración de la formación Vaca Muerta en la provincia, lo que podría atraer una mayor producción de la mano de más inversiones.

En la lista se encuentra la Cuenca del Golfo San Jorge, que bajó 12,5% al pasar de 249.535,5 bbl/d en 2019 a 218.319,6 bbl/d en 2023. Este año, ambas provincias recibirán inversiones menores en sus áreas del convencional por parte de las empresas operadoras, por lo que podría haber nuevos incentivos desde el Gobierno para apuntalar el interés de otras firmas en la región.

La cuenca que registró la menor caída es la Noroeste, con 7,3% menos: en 2019 producía 5.686 bbl/d y en 2023 llegó a los 5.269,4 bbl/d. Esta fue la única que, en este periodo de tiempo, vio una caída en su producción en 2021 y después casi pudo recuperar sus niveles anteriores con solo 400 barriles menos, lo que dejó un pronóstico alentador para el 2024.

En los últimos años, comenzaron a aplicarse estrategias de recuperación secundaria y terciaria en pozos de campos ya considerados maduros. Sin embargo, no es el fuerte nacional, ya que la inversión se concentró cada vez más en los activos de Vaca Muerta, destinados a maximizar la producción del shale, que ha demostrado ser más rentable.