Con distinta rentabilidad que el gigante neuquino y a la medida de compañía más chicas, los yacimientos convencionales de las cinco cuencas petroleras de la Argentina esperan una nueva oportunidad para formar parte del futuro hidrocarburífero del país, aún en tiempos de transición energética.
La importancia de detener el descenso de la producción en los pozos maduros no radica solamente de una cuestión técnica, sino en el desarrollo social y económico que implica contar con una actividad productiva dinámica para provincias, ciudades y pueblos de distintos puntos del país.
Los resultados del no convencional neuquino que llevan a los recursos totales en una senda de crecimiento que se supera mes a mes, suplantan y disimulan la retracción del convencional.
Así, al declino natural de Santa Cruz, Chubut y Mendoza, se le suma la fuerte caída del Noroeste y, paradójicamente, también lleva a la desaparición del convencional en Neuquén, donde el 92% de la producción ya viene de Vaca Muerta.
En este contexto en que las petroleras realizan grandes planes de desarrollo que terminarán por convertir a la Argentina en un país netamente exportador de petróleo y gas, todavía hay espacio para mirar el futuro de las áreas convencionales, y de la mano de ellas irrumpen pequeñas y medianas operadoras de capitales nacionales que otorguen un mayor volumen de inversión, empleo y producción.
Esta visión no es nueva, sino que en los últimos años empresas y provincias buscaron impulsar un marco jurídico a nivel nacional que finalmente nunca se concretó, y hoy -con una nueva gestión de gobierno- los mismos estados provinciales buscan generar las condiciones para revertir aquellas áreas que en concesión de las grandes petroleras están prácticamente inactivas.
En este desafío están embarcadas en particular las provincias de Chubut, Santa Cruz, Río Negro, Tierra del Fuego, Mendoza y Salta, en procura de poner en valor decenas de áreas que aún pueden ofrecer ya sea nuevos pozos o incrementar la actividad de los existentes mediante la aplicación de las probadas técnicas de recuperación secundaria y terciaria.
Los números del sector convencional
Algunos números permiten entender el derrotero de esos yacimientos que prometen dar pelea. En 2023, la producción total de petróleo fue 36.868 Mm3, un 9% mayor a la registrada en el año anterior y 16,1% mayor a la de 2013, de acuerdo al reciente reporte del Instituto Argentino de Energía (IAE).
La del año pasado es la mayor producción de la década pero, sin embargo, resultó 25% menor que la de 1998. Así la producción de crudo es igual a la del año 2009 y menor que la de 1993, en tanto que la tasa promedio anual de crecimiento fue del 1,5% en los últimos diez años.
Pero cuando se analizan las cifras globales, la producción convencional de petróleo y gas natural representan el 52% y 42% del total de cada producto. Al cierre de 2023, el crudo convencional fue 37,4% inferior al de 2013, mientras que la producción de gas fue 49,6% menor a la de aquel año.
Todavía hay espacio para mirar el futuro de las áreas convencionales, y de la mano de ellas irrumpen pequeñas y medianas operadoras de capitales nacionales que otorguen un mayor volumen de inversión, empleo y producción.
Esta 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 de las cuencas terrestres, con la consiguiente reducción drástica de la inversión de riesgo en esas áreas.
La muy baja inversión en exploración respecto a las performances anuales del Siglo XX se manifiesta claramente en una disminución de las reservas comprobadas, probables y posibles de petróleo y gas natural, según los datos oficiales de la Secretaría de Energía.
En el período 2012-2022 las reservas comprobadas de petróleo y gas se redujeron significativamente en términos absolutos en todas las cuencas con excepción de la Neuquina – única cuenca en crecimiento productivo- que impulsa el crecimiento total a partir de la actividad no convencional.
Volver a crecer
Muchos actores del sector hidrocarburífero analizan con optimismo este 2024 para el futuro del convencional. Es que se está construyendo un nuevo escenario con los anuncios que hicieron YPF y otras compañías de poner a disposición diversos yacimientos que no se están aprovechando.
Con ello, todo indica que se podrá dar una buena conversación este año para tratar de que pequeñas y medianas petroleras puedan crecer en estos yacimientos que las compañías grandes están dejando de lado para centrarse en Vaca Muerta.
Dicho en otras palabras, el convencional sigue teniendo muchas oportunidades para compañías de la talla adecuada. Cuando se ponen a competir en un mismo portfolio proyectos de no convencional con proyectos de convencional, claramente por una cuestión de rentabilidad, cualquier empresa va a dedicar todos los recursos a la estrella de Vaca Muerta.
Por esto, por la rentabilidad que depara uno y otro modelo, es necesario dar lugar a empresas que tengan como único foco el convencional.
Es el momento, entonces, de apuntalar un modelo de negocio enfocado en los campos convencionales, incorporando activos, ganando licitaciones y de a poco consolidando un tipo de estructura -idealmente de integración vertical- que apunta a poner en valor estos activos convencionales que, a la sombra de Vaca Muerta, son dejados de lado por las compañías más grandes.
El volumen de inversiones que maneja la industria obliga a buscar la rentabilidad. Tan sólo para este año se estima que la cuenca neuquina recibirá una inyección de al menos US$ 9.000 millones para el desarrollo de sus proyectos.
Y claramente cuando se desvía semejante cantidad de recursos hacia el no convencional, esa actividad que es capital intensiva, produce una caída natural en los campos maduros, donde se mantienen las oportunidades, aunque en otra escala.
Los expertos aseguran que hay muchos yacimientos con un factor de recobro muy atractivo; es decir, sobre cuánto petróleo se sacó versus lo que hay bajo tierra, pero necesitan inversión, modelos diferenciales de negocio, y que la cadena de valor asuma que es un negocio marginal con rentabilidades distintas a Vaca Muerta.
La realidad cuenca por cuenca de los convencionales
En la zona del Golfo San Jorge que comparten las provincias de Chubut y Santa Cruz, en el primer bimestre del año la producción de petróleo alcanzó los 199.021 barriles con una caída interanual del 2,2% respecto a los dos primeros meses de 2023. Allí, las principales operadoras son Pan American Energy, YPF, Compañía General de Combustibles y Capsa.
En la Cuenca Austral, reservorio gasífero por excelencia de las últimas décadas, también se advierte esa baja que podría sostenerse hasta la entrada en operación del Proyecto offshore Fénix, que aportará 10 Mmm3/día a partir de fines de este año.
Así y todo, ofrece al sistema unos 22 MMm3/día con una leve baja inferior al 2% interanual, y en este caso las principales productoras de los yacimientos del extremo sur del país son Total Austral, CGC, Enap e YPF.
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, CGC Petrolera Aconcagua y Petrolera El Trébol.
Finalmente, en la Cuenca Noroeste, en el inicio de 2024 la producción de petróleo alcanzó los 3.511 barriles diarios, un descenso de casi el 30% frente al año pasado. Allí, las principales productoras son Pan American Energy, Recursos y Energía Formosa, Tecpetrol y Pluspetrol.
Dos casos de éxito en los convencionales
Dos ejemplos recientes de la industria petrolera confirman el potencial que pueden alcanzar las áreas convencionales.
El primero de ellos es el que desarrolló YPF en el yacimiento de Manantiales Behr, con más de 80 años de historia en Chubut, donde implementó un programa piloto de recuperación terciaria que en abril de 2023 le permitió marcar un nuevo récord de producción de petróleo con más de 25.000 barriles diarios.
Este hito se logró gracias a la aplicación de tecnologías de recuperación terciaria con la instalación de 5 plantas de inyección de polímeros, a tal punto que su éxito hace que la nueva gestión de YPF haya apartado a Manantiales Behr del plan de desinversión de áreas maduras.
El otro caso tuvo su punto de partida en marzo del año pasado, cuando la petrolera Vista vendió a la empresa Aconcagua Energía 13 operaciones de petróleo y gas natural convencional en las provincias de Río Negro y Neuquén por 26,48 millones de dólares.
El acuerdo le permitió a Vista enfocarse en el desarrollo de sus áreas shale oil en Vaca Muerta, donde es el segundo productor de petróleo shale, y a la vez Aconcagua logró en menos de un año volver a poner en operación 140 pozos que estaban paralizados, logrando no sólo detener la caída, sino incrementar la producción de manera rentable.
