La producción de crudo no convencional alcanzó un nuevo récord en agosto y concentra la mayor parte de las inversiones, mientras el gas sigue condicionado por la falta de infraestructura.
Agosto marcó un récord para la producción de Neuquén, de la mano de Vaca Muerta, e impulsó a la Argentina que está a pocos pasos de superar su récord histórico de 1998. El mes pasado, de acuerdo a los datos públicos de la Secretaría de Energía de la Nación, los yacimientos de la provincia llegaron a una producción de llegó a los 547.545 barriles por día. En tanto, la producción de shale oil trepó a 527 mil barriles diarios y el shale gas, en cambio, retrocedió en el mes, por los cambios estacionales de la demanda local y las limitaciones de transporte. De acuerdo con Río Negro.
La producción estrictamente no convencional que viene de Vaca Muerta volvió a mostrar un fuerte impulso en agosto, con el petróleo como principal motor. De acuerdo con el informe de Economía & Energía, la consultora que dirige el economista Nicolás Arceo, el shale oil alcanzó los 527 mil barriles por día, un incremento del 3,5% respecto de julio y del 30,8% frente a igual mes del año pasado.
El shale gas, en cambio, promedió 90 millones de metros cúbicos diarios (MMm3/d), con una caída del 1,3% respecto al mes previo, aunque todavía muestra un crecimiento del 7,4% en la comparación interanual. Este comportamiento desigual responde a un condicionante estructural: mientras el gas enfrenta un techo de infraestructura para su evacuación, el crudo cuenta con más alternativas de transporte y exportación, lo que orienta las inversiones.
Entre los bloques petroleros más destacados, Loma Campana (YPF) lidera con 85 mil barriles por día, seguido por La Amarga Chica (YPF), con 72,9 mil barriles por día. El podio se completa con Bandurria Sur (YPF), que creció fuerte hasta los 70 mil barriles/d. Más atrás se ubican Bajada del Palo (Vista), con 63 mil barriles/d, y La Calera (Pluspetrol), con 27 mil barriles/d. Estos cinco proyectos explican buena parte del salto productivo que sostiene el shale oil.
En gas, la lista es encabezada por Fortín de Piedra (Tecpetrol), con 20,6 MMm3/d, seguido por La Calera (Pluspetrol), con 11 MMm3/d, y Aguada Pichana Este (TotalEnergies), con 10,8 MMm3/d. El cuarto lugar es para Aguada Pichana Oeste (Pan American Energy), con 10 MMm3/d, y en el quinto lugar quedó Sierra Chata (Pampa Energía), con 6,7 MMm3/d.
Un aspecto clave del mes fue la conexión de 35 nuevos pozos, de los cuales 30 correspondieron a petróleo y apenas 5 a gas. La disparidad refleja con claridad dónde se concentran hoy las oportunidades de expansión: el petróleo encuentra margen para crecer, mientras que el gas aguarda por nuevas obras de transporte para poder desplegar su potencial. En especial, los proyectos que se aguardan para la exportación de GNL en el Golfo San Matías, en la provincia de Río Negro.
El detalle por operador muestra una participación diversificada: YPF sumó pozos en varias áreas, entre ellas Loma Campana, La Amarga Chica, La Angostura Aguada de la Arena y Aguada del Chañar; Vista perforó en su campo estrella Bajada del Palo Oeste y en una de sus yacimientos más nuevos como es Aguada Federal; Pluspetrol en La Calera y Tecpetrol en Fortín de Piedra. Este movimiento confirma que, aún con un escenario de restricciones para el gas, la actividad en Vaca Muerta mantiene un ritmo alto con el petróleo como protagonista.
