En el último año se aceleró la declinación anual en la producción de crudo y gas natural convencional. Y la migración de empresas hacia la meca neuquina se traduce en un problema económico, laboral y social creciente en las históricas regiones petroleras del país.
La gran paradoja del desarrollo productivo de los recursos de gas y petróleo que pueden llevar a la Argentina a ser un exportador, se refleja en la crisis que atraviesan los hidrocarburos convencionales, que el boom de la actividad en el shale ayuda a profundizar.
Ese fenómeno explica buena parte de los conflictos que se vienen registrando en los últimos años con empresas que deciden abandonar las provincias que albergan las cuencas maduras y migrar hacia la meca neuquina, lo que se traduce en un problema económico, laboral y social creciente.
Las cifras del reciente informe del Instituto Argentino de Energía (IAE) analiza que en la última década se observa un crecimiento extraordinario en la Cuenca Neuquina del 123,6 % y, por el contrario “una caída generalizada y catastrófica” en el resto de las cuencas argentinas, en ningún caso menor al 30% de retracción en el periodo 2014-2024.
En 2024 la producción en las cuencas maduras fue 38,6% inferior a la de 2014, mientras que la de gas estuvo 49,6% por debajo, según registros del Instituto Argentino de Energía.
La producción convencional de petróleo y gas natural, que representan el 44% y 37% del total producido de cada producto en el país, declinan con tasas del 4,8% y 6,6% anual en promedio en ese mismo periodo. En 2024, las tasas de reducción respecto del año anterior tienen comportamientos similares en el caso del petróleo, que se reduce 5,4%, mientras que la de gas es de 6,1%.
Esto indica que en el último año se aceleró la declinación anual en la producción de petróleo y gas natural convencional, a un punto en que la producción de petróleo de cuencas maduras en 2024 es 38,6% inferior a la de 2014, mientras que la de gas es 49,6% menor.
El presidente del IAE, el ex secretario de Energía Jorge Lapeña, fue explícito en advertir las consecuencias de esta gran asimetría entre cuencas hidrocarburíferas al señalar que “el proceso tiene un gran impacto en las economías provinciales, y particularmente en la reconfiguración de las fuentes de trabajo, en la generación de empleo provincial y en la administración de las provincias”.
Menos regalías, posibles éxodos y riesgo ecológico
Estos distritos donde la producción de hidrocarburos es declinante “afrontan un proceso de reducción de las regalías, lo cual sin duda podría tener impactos políticos hasta lograr el nuevo equilibrio”; pero también la declinación productiva crónica “podría provocar éxodos poblacionales y otros desequilibrios ecológicos relacionados con el abandono de pozos”.
Ejemplos recientes de estas afirmaciones: el primero de ellos el caso de la empresas de servicios especiales Halliburton que acaba de cerrar sus operaciones en Chubut para decicarse a sus clientes de Vaca Muerta, lo que llevó a buena parte de sus 300 trabajadores despedido a buscar una continuidad laboral en la vecina provincia.
En varias provincias de cuencas maduras, la declinación productiva crónica “podría provocar éxodos poblacionales y otros desequilibrios ecológicos relacionados con el abandono de pozos”, alertó el IAE.
Tan sólo en la ciudad de Añelo, se estima que una docena de familias llegan por día en busca de oportunidades laborales, con la presión que eso significa en la infraestructura de vivienda, servicios básicos, salud y educación que “la futura Dubai” no llega a satisfacer.
El otro ejemplo se encuentra en las dificultades que atravesó el proceso de desinversión de YPF en sus 55 campos maduros que conformaron el Plan Andes, en cuyas negociaciones los puntos centrales fueron el futuro productivo de las áreas y la remediación del impacto ambiental de pozos que en algunos casos llevaban décadas sin actividad.
En el último año se aceleró la declinación anual en la producción de crudo y gas natural convencional. Y la migración de empresas hacia la meca neuquina se traduce en un problema económico, laboral y social creciente en las históricas regiones petroleras del país.
La gran paradoja del desarrollo productivo de los recursos de gas y petróleo que pueden llevar a la Argentina a ser un exportador, se refleja en la crisis que atraviesan los hidrocarburos convencionales, que el boom de la actividad en el shale ayuda a profundizar.
Ese fenómeno explica buena parte de los conflictos que se vienen registrando en los últimos años con empresas que deciden abandonar las provincias que albergan las cuencas maduras y migrar hacia la meca neuquina, lo que se traduce en un problema económico, laboral y social creciente.
Las cifras del reciente informe del Instituto Argentino de Energía (IAE) analiza que en la última década se observa un crecimiento extraordinario en la Cuenca Neuquina del 123,6 % y, por el contrario “una caída generalizada y catastrófica” en el resto de las cuencas argentinas, en ningún caso menor al 30% de retracción en el periodo 2014-2024.
En 2024 la producción en las cuencas maduras fue 38,6% inferior a la de 2014, mientras que la de gas estuvo 49,6% por debajo, según registros del Instituto Argentino de Energía.
La producción convencional de petróleo y gas natural, que representan el 44% y 37% del total producido de cada producto en el país, declinan con tasas del 4,8% y 6,6% anual en promedio en ese mismo periodo. En 2024, las tasas de reducción respecto del año anterior tienen comportamientos similares en el caso del petróleo, que se reduce 5,4%, mientras que la de gas es de 6,1%.
Esto indica que en el último año se aceleró la declinación anual en la producción de petróleo y gas natural convencional, a un punto en que la producción de petróleo de cuencas maduras en 2024 es 38,6% inferior a la de 2014, mientras que la de gas es 49,6% menor.
El presidente del IAE, el ex secretario de Energía Jorge Lapeña, fue explícito en advertir las consecuencias de esta gran asimetría entre cuencas hidrocarburíferas al señalar que “el proceso tiene un gran impacto en las economías provinciales, y particularmente en la reconfiguración de las fuentes de trabajo, en la generación de empleo provincial y en la administración de las provincias”.
Menos regalías, posibles éxodos y riesgo ecológico
Estos distritos donde la producción de hidrocarburos es declinante “afrontan un proceso de reducción de las regalías, lo cual sin duda podría tener impactos políticos hasta lograr el nuevo equilibrio”; pero también la declinación productiva crónica “podría provocar éxodos poblacionales y otros desequilibrios ecológicos relacionados con el abandono de pozos”.
Ejemplos recientes de estas afirmaciones: el primero de ellos el caso de la empresas de servicios especiales Halliburton que acaba de cerrar sus operaciones en Chubut para decicarse a sus clientes de Vaca Muerta, lo que llevó a buena parte de sus 300 trabajadores despedido a buscar una continuidad laboral en la vecina provincia.
En varias provincias de cuencas maduras, la declinación productiva crónica “podría provocar éxodos poblacionales y otros desequilibrios ecológicos relacionados con el abandono de pozos”, alertó el IAE.
Tan sólo en la ciudad de Añelo, se estima que una docena de familias llegan por día en busca de oportunidades laborales, con la presión que eso significa en la infraestructura de vivienda, servicios básicos, salud y educación que “la futura Dubai” no llega a satisfacer.
El otro ejemplo se encuentra en las dificultades que atravesó el proceso de desinversión de YPF en sus 55 campos maduros que conformaron el Plan Andes, en cuyas negociaciones los puntos centrales fueron el futuro productivo de las áreas y la remediación del impacto ambiental de pozos que en algunos casos llevaban décadas sin actividad.
Esta situación tiene su origen en los números irrefutables: La producción de petróleo convencional presenta una declinación crónica que se inicia en 1998, año en que la producción nacional petrolera alcanzó su máximo histórico con 49.148 Mm3 anuales. A su vez, la producción total de 2024 es 62% inferior al total producido en aquel año.
El contraste de los hidrocarburos convencionales con Vaca Muerta
En contraste, la producción No Convencional muestra un importante crecimiento a partir del 2015 que, con la producción convencional en caída ininterrumpida, explica el dinamismo de la producción total nacional.
Actualmente, la producción de gas natural es similar a la del año 2003 y 2007, y se encuentra en un nivel 3% menor a su pico histórico dado en 2004 con un volumen de 52.157 millones de m3. Por un lado, la producción de petróleo no convencional fue 30,4% superior a la del año anterior, presentando una tasa de crecimiento promedio anual entre 2015 y 2024 del 35,8%.
La producción de petróleo convencional presenta una declinación crónica que se inicia en 1998, año en que la producción nacional petrolera alcanzó su máximo histórico con 49.148 Mm3 anuales. A su vez, la producción total de 2024 es 62% inferior.
Durante el último año, el incremento en este tipo de petróleo ha sido impulsado por el shale oil mientras se observa una leve reducción de la variante tight. Por otra parte, la producción de gas natural no convencional fue 13,6% superior a la del año anterior, presentando una tasa de crecimiento promedio anual entre 2015 y 2024 del 21,5%.
Para Lapeña, la caída 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”.
A su vez, las operaciones de mejora en el factor de recuperación de los reservorios convencionales no han logrado aumentar significativamente la producción más que en algunos desarrollos muy puntuales. A la vez 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.
Así, en 2023 las reservas comprobadas convencionales disminuyen para el petróleo y el gas en todas las mediciones observándose una caída estructural desde el 2012 para ambos casos.
En contraste, las reservas comprobadas no convencionales crecen para el petróleo y gas en todas sus mediciones, destacándose una tasa promedio anual de crecimiento del 50,7% para el petróleo y del 20,6% para el gas.
Fuente: Dinamicarg