La producción de petróleo de Argetina está cerca del récord histórico de 1998, pero con muchos cambios. (Foto: Matías Subat) La producción de petróleo de Argetina está cerca del récord histórico de 1998, pero con muchos cambios. (Foto: Matías Subat) Desde YPF, la petrolera de bandera nacional pero también la más grande del país, están convencidos de que en este año se batirá el récord histórico de producción de petróleo gracias a los altos niveles de producción de Vaca Muerta. En este artículo analizaremos cómo fue ese récord, qué cambió desde entonces y qué se necesita para que el shale dé el batacazo.

Los registros históricos, que curiosamente solo están en papeles amarillentos a los que accedió este medio, dan cuenta de que fue en mayo de 1998 cuando Argentina vivió su mejor mes en la historia petrolera con nada menos que 858.329 barriles por día en promedio. Actualmente, con los datos correspondientes a febrero, la producción de todo el país llegó a los 750.307 barriles por día, con lo cual el salto restante no es tan grande: un 14,4% o, dicho en barriles, unos 108.000 barriles más por día.

El salto es grande pero no imposible. Pero antes de ingresar en el análisis de las palancas habilitadas para ese crecimiento, es necesario destacar la enorme diferencia en la matriz productiva del crudo de 1998 con la actual foto del sector. El dato 858.329 barriles por día es el récord que registró Argentina en la producción de petróleo en mayo de 1998. En mayo de 1998 la Cuenca Neuquina era, al igual que hoy, la principal aportante de los barriles de petróleo del país, pero con un volumen de 421.364 unidades por día.

En ese mes representaron el 49% del total de la producción, que tenía un segundo puesto muy firme, con la Cuenca del Golfo San Jorge que con sus 276.993 barriles por día representaba el 32,2%. En el mapa de las cinco grandes cuencas hidrocarburíferas argentinas el tercer lugar correspondía a la Cuenca Austral con 89.527 barriles diarios que le daban el 10,4%; seguida por la Cuenca Cuyana con 51.077 barriles que representaban el 6%, y cerrando con la Cuenca del Noroeste que con sus 19.366 barriles por día aportaba el 2,25% final. Hoy el aporte de las cuencas está totalmente desbalanceado, al punto que la Cuenca del Noroeste es casi inexistente pues en febrero solo generó 566 barriles por día.

El origen del crudo argentino cambió radicalmente. La Cuenca Austral, que era la tercera en peso en 1998, hoy aporta el equivalente a unos cinco pozos de Vaca Muerta, y con 10.782 barriles por día, perdió el 88% de su aporte. La Cuenca Cuyana escaló a esa tercera posición pero con solo 15.185 barriles por día, apenas el 30% de lo que tenía en el año del récord.

Mientras que la Cuenca del Golfo San Jorge mantiene su segundo puesto, pero con 188.250 barriles por día perdió casi un tercio de su generación. En contraposición, claro está, a lo que pasa con la Cuenca Neuquina, que apalancada por Vaca Muerta en febrero aportó 532.403 barriles por día, siendo así no sólo la única que creció (y además un 26,3%), sino que ahora representa casi el 71% de toda la producción de petróleo del país.

Imagen de Bombazo: Vaca Muerta se agranda y podría sumar hasta un 10% de superficie productiva Lee También Bombazo: Vaca Muerta se agranda y podría sumar hasta un 10% de superficie productiva Este desbalance, por el cual siete de cada diez barriles salen de la misma zona, hizo algo esperable. Mientras los oleoductos de buena parte del país tienen amplio cupo ocioso, la Cuenca Neuquina saturó todas las redes de 1998 y forzó a destrabar ese cuello de botella con la ampliación de la red troncal de Oleoductos del Valle (Oldelval).

El sistema de evacuación, que tuvo una primera expansión antes de la pandemia, vio en 2023 la reactivación tras 17 años del Oleoducto Trasandino (Otasa) que actualmente roza los 80.000 barriles diarios que es el máximo volumen que puede importar Chile, ya que si bien la red tiene unos 29.000 barriles más de capacidad, se requieren obras para tomar ese crudo del otro lado de la cordillera.

De este lado de Los Andes, la gran obra fue la denominada Duplicar Plus de Oldelval que acaba de completarse y se inaugurará en un par de días. Como su nombre lo indica, más que duplicó la capacidad del sistema que ahora tiene espacio para 86.000 metros cúbicos por día (unos 540.000 barriles diarios) hacia el nodo de Puerto Rosales.

En estos días, el sistema de Oldelval transporta cerca de 346.000 barriles por esa línea, quedando aún un cupo de casi 200.000 barriles para poder transportar y sobrepasar así el récord de 1998. El sistema Vaca Muerta Oil Sur (VMOS) que incluye un puerto en Río Negro se sumará hacia fin de año. Si bien la tasas de crecimiento de la producción de los últimos años en Vaca Muerta permiten creer que ese 14,4% que resta hasta el récord histórico puede darse en este año, como postulan desde YPF, en un cálculo que no es para nada complejo si se ve que el año pasado el salto del shale fue del 24%, el convencional del resto del país tiene su propia lógica que es linealmente opuesta.

La producción de petróleo convencional no solo declina, sino que cada año lo hace a una mayor velocidad. De 2021 a 2022 bajó un 2,9%; para el 2023 la caída fue del 3,6% y el año pasado se desplomó un 5%. Es así que, si la meta del nuevo récord está puesta en el petróleo de Vaca Muerta, el shale oil no solo deberá compensar ese declino del convencional, sino que además deberá hacer frente a un incierto desplome de los campos maduros producto de la salida masiva que la misma YPF ya anunció que realizará, como parte de su plan para focalizarse en el no convencional.

El hito de 1998 no está lejos y podría superarse, pero sin dudas, de hacerlo, se dará en un escenario completamente diferente al registrado en la época del 1 a 1.

Fuente: Rio Negro