El incremento de la producción de petróleo registrado durante los primeros 3 meses de 2024 se explicó enteramente por la expansión del shale oil. En efecto, la producción de petróleo se expandió un 7%, producto del crecimiento del 21% del shale oil, que permitió compensar un declino del 4% en la producción convencional.
En el mes de marzo la producción de total de petróleo alcanzó un nuevo pico, totalizando los 689 mil barriles diarios. La participación del shale oil sobre la producción total de petróleo promedió el 51%, superando al mismo período del año previo que registraba una participación del 46%. En el mes de marzo, se alcanzó un nuevo récord de producción de shale oil que superó los 360 mil barriles/día.
Los datos surgen del último informe realizado por Economía & Energía, que agrega que en el marco del crecimiento de la producción de shale oil, se verificó un incremento de la producción de gas asociado, que pasó de representar el 8% del shale gas en enero-marzo 2019 al 14% en idéntico período del corriente año. Mientras que durante los tres primeros meses de 2019 la producción de gas asociado fue de 2,5 MMm3/d, en el mismo lapso de este año alcanzó los 8,2 MMm3/d.
De acuerdo con la información publicada por la consultora que dirige el economista Nicolás Arceo en el mes de marzo el nivel de actividad de la cuenca neuquina se registraron 30 nuevos pozos de shale oil, nivel similar al verificado en diciembre de 2022 y septiembre de 2023, y ubicándose como el mes con mayor nivel de actividad en la historia de la formación.
Son 12 las principales áreas de shale oil cuyo volumen de producción promedio en los últimos 12 meses fue de 320 mil barriles diarios, representando hoy casi el 88% de la producción no convencional.
El ranking lo encabeza Loma Campana con el 24,2% (YPF y Chevron), lo sigue la Amarga Chica con el 17,8% (YPF y Petronas); Bandurria Sur con el 12,8% (YPF, Shell y Equinor); Bajada del Palo con el 10,7% (Vista); Cruz de Lorena con el 4,3% (Shell y G&P); Lindero Atravesado con el 3,7% (PAE e YPF); Mata Mora Norte con el 2,5% (Phoenix y G&P); Coirón Amargo Sur Oeste con el 2,5% (Shell, Vista y G&P); Fortín de Piedra con el 2,1% (Tecpetrol); Bajo del Choique-La Invernada con el 2,3% (ExxonMobil y G&P); Aguada del Chañar con el 1,8% (YPF); y finalmente La Calera con el 1,8% (Pluspetrol e YPF).
En cuanto a las exportaciones de petróleo, el informe de E&E reveló que se incrementaron un 37% con relación al mismo período del año previo. Este crecimiento se explica centralmente por la expansión de las exportaciones desde la Cuenca Neuquina, que aumentaron en 39.000 barriles diarios (más del 51% con relación al primer trimestre de 2023).
En el marco de la caída de la producción de gas natural en Bolivia, a lo largo de los últimos 3 meses las importaciones de gas natural desde dicho país promediaron los 4,1 MMm3/d, un 31% por debajo de lo verificado en el mismo período del año previo.
Por su parte, durante el primer trimestre del año las exportaciones de gas natural promediaron los 9 MMm3/d, valor similar al verificado en el mismo período del año 2023. En el mes de marzo, se registró el valor exportado más elevado de la última década.
