En los primeros cuatro meses del año, la cuenca logró un crecimiento del 20% en petróleo y un 2,5% de gas. Vaca Muerta explica el crecimiento de la región.
Energía05 de junio de 2023
Vaca Muerta es la principal razón por la cual la Cuenca Neuquina fue la única región que mostró índices de crecimiento en el primer cuatrimestre en la producción de petróleo. Los registros también son positivos en términos de gas.
Según el informe de la consultora Economía & Energía, la Cuenca Neuquina alcanzó los 405.300 barriles por día en abril del 2023 lo que marca un crecimiento interanual del 19,1% ya que en el mismo mes del año pasado se contabilizaron 340.400 barriles de petróleo día.
Asimismo, entre enero y abril de 2022 se produjeron 334.500 barriles día y en el mismo periodo del 2023 se lograron 401.400 barriles día, lo que marcó una suba del 20%.
Las demás regiones productivas no tuvieron la misma suerte. La Cuenca Austral fue quién sufrió la caída más fuerte. Si se observa la producción de abril de este año se contabilizaron 14.600 barriles día mientras que abril del 2022 se produjeron 17.700 barriles día. Esto significó una caída del 17,5%.
Entre enero y abril de 2022 se produjeron una producción de 17.400 barriles día y en el mismo periodo del 2023 se alcanzó 15.600 barriles día lo que implicó una baja del 10,4%.
La Cuenca del Golfo San Jorge supo ser la región más productiva del país. Su papel quedó relegado ante el avance de Vaca Muerta. El sur de Chubut y el norte de Santa Cruz lograron 203.600 barriles de petróleo día en abril de 2022 y en el mismo mes de este año se registraron 202.600 barriles de petróleo día. Esto representó una baja del 0,5%.
En el primer cuatrimestre del 2022, la Cuenca del Golfo San Jorge produjo 203.800 barriles de petróleo día y en el mismo periodo del 2023 alcanzó los 203.400 barriles de petróleo día, lo que implicó una baja interanual del 0,2%.
El rol del shale gas. Vaca Muerta también tuvo un rol predominante en la producción de gas. El shale permitió que la Cuenca Neuquina tuviera una suba interanual en abril del 5,2% ya que en el cuarto mes del año pasado se llegó a 84.500 millones de metros cúbicos día (MMm3/día) y en el mismo mes del 2023 se lograron 88.900 MMm3/día.
Asimismo, en el primer cuatrimestre del 2022 se produjeron 85.800 MMm3/día y en el mismo periodo del 2023 se lograron 88.000, lo que es una suba interanual del 2,5%.
Como pasó con petróleo, la Cuenca Austral fue la que más registró la caída de la producción de gas. La región que involucra el sur de Santa Cruz y Tierra del Fuego registró 27.900 MMm3/día, pero en el mismo periodo de 2023 solo se logró 25.100 MMm3/día. Esto implicó una caída del 10,1%.
En lo que respecta a los primeros cuatro meses del año se estableció una caída del 2,1%. Ya que en entre enero y abril del 2022 se produjeron 26.700 MMm3/día y en el mismo periodo de este año se lograron 26.100 MMm3/día.
La Cuenca del Golfo San Jorge fue quien obtuvo buenas noticias en abril. En el cuarto mes del año registró una suma del 0,5% ya que en abril de 2022 se logró una producción de 10.900 MMm3/día y en el mismo mes del 2023 se alcanzó 11.000 MMm3/día.
Entre enero y abril se produjeron 10.900 MMm3/día y en el mismo periodo del 2023 se alcanzaron los 11.100 MMm3/día lo que marcó un incremento del 1,9%.
El último informe de Aleph Energy señaló que la petrolera de mayoría estatal concentra 5 de los 10 bloques más productivos de Vaca Muerta. Por primera vez, La Amarga Chica se convirtió en el principal bloque de shale oil del país, superando a Loma Campana, con una suba mensual del 12,3% explicando el 15,4% de la producción no convencional.
El concurso pre-adjudicó la venta del 100% del capital accionario de Alicurá a Edison Inversiones S.A.U. por 162.040.002 dólares; el Chocón a BML Inversora S.A.U. y MSU Energy, por 235.671.294 dólares; Cerros Colorados a Edison Inversiones S.A.U., por 64.174.002 dólares; y Piedra del Águila a Central Puerto S.A, por 245 millones de dólares.
La operadora sacudió el mercado con una propuesta inédita para reservar capacidad de transporte hasta 2078. La tarifa de exportación pactada con TGN asciende a 0,57 dólares por millón de BTU. Con esta operación, Pluspetrol aspira a capturar una porción estructural de la demanda en la zona central de Chile que ronda los 10 millones de m3/dia.
El gobernador Rolando Figueroa mantuvo una reunión de trabajo con directivos del consorcio brasileño GásBra Energía SA, Garantía Capital Ltd., y Transportadora Sulbrasileira de Gás (TSB). El objetivo es poder avanzar en una agenda de trabajo que les permita comprar gas de Vaca Muerta en el futuro. Los empresarios manifestaron que “están trabajando para algo de 30 años”.
El acuerdo entre PAE y UTE tiene como destino la generación térmica del ciclo combinado de dicho país, reemplazando así combustibles más caros y con mayores emisiones. Hasta el momento, PAE ya entregó más de 7 millones de metros cúbicos de gas natural, previéndose mayores exportaciones durante el verano.
Ernesto López Anadón, presidente del IAPG afirmó que el país “está en carrera para lograr ese objetivo”, aunque será “una tarea compleja y extremadamente demandante”. "Todo lo que hoy se está haciendo solo se justifica como un proyecto puro de exportación". Y advirtió que para sostener este crecimiento será necesario perforar al menos 1.000 pozos por año.
