En el detalle de cada segmento se destaca que la producción no convencional en noviembre fue de 339 kbbl/día lo que marca que creció un 5% en comparación a octubre, un aumento interanual del 25,6% y una suba del 71,3% con respecto a noviembre de 2021. Esto establece que la participación del shale oil en noviembre en la producción total fue del 50%.
Otro dato para tener en cuenta es que en noviembre se registraron 26 nuevos pozos.
En tanto, la producción convencional solo obtuvo valores en rojo. En noviembre fue de 342 kkbl/día lo que marca una baja de 0,8% con respecto a octubre de 2023, una caída interanual del 3,6% y un desplome del 6,7% si se compara con noviembre del 2021.
Si se toman los datos de la Secretaría de Energía de la Nación entre enero y noviembre de los últimos cuatro años, se observa que el crudo liviano ha duplicado los valores de la producción convencional.
El informe de la consultora de Nicolás Arceo muestra que, en 2020, la producción de la Cuenca Neuquina fue de 238 kbbl/día contra los 214 kbbl/dia de la Cuenca del Golfo San Jorge. Esa diferencia aumentó con el paso de los años a tal punto que, entre enero y noviembre de 2023, la Cuenca Neuquina produjo 408 kbbl/día contra los 202 de kbbl/día de la Cuenca del Golfo San Jorge.
Este crecimiento se da gracias a la curva de aprendizaje que aplicaron las empresas a lo largo de los años. Ese know how fue clave para que los proyectos pasaran de una etapa de exploración/investigación a un desarrollo masivo.
Luego de años de trabajo fino, las compañías comienzan a ver crecer la producción en sus diferentes yacimientos.
Los datos marcan que la operadora que lidera la aventura del shale oil es YPF. La empresa de mayoría estatal logró una producción en noviembre de 202,5 kbbl/día, lo que marca un incremento del 3,9% con respecto a octubre, una suba interanual del 32,8% y un aumento del 74,2% si se lo compara con respecto a noviembre de 2021.
En segundo lugar se posicionó Vista con 50 kbbl/día. Esto es un crecimiento del 2,8% con respecto a octubre, una suba interanual del 22,5% y un incremento del 105,3% con respecto a noviembre de 2021.
El podio fue completado por Shell que registró 28 kbbl/día. Esto implicó una suba del 17,8% con respecto al mes anterior, una baja interanual del 12,3% y un crecimiento del 52% con respecto a noviembre del 2021.
Asimismo, Pan American Energy (PAE) totalizó 20,4 kbbl/día. Esto es una suba del 24,8% con respecto a octubre, un incremento interanual del 16,9% y un crecimiento del 62,7% con respecto a noviembre del 2021.
Mientras que Tecpetrol sumó 9,4% kbbl/día. Esto es un crecimiento del 15,2% con respecto a octubre, una suba interanual del 95,5% y un incremento del 38,1% con respecto a noviembre de 2021.
El petróleo de Vaca Muerta en el mundo
Las perspectivas de incremento exportador en el caso del petróleo se apoyan en la proyección de mayor capacidad de transporte con obras que se encuentran en ejecución y proyectadas.
El oleoducto Vaca Muerta Norte, Vaca Muerta Sur, el proyecto Duplicar Plus de Oldelval y la reactivación de Otasa (Oleoductos Transandinos) son los proyectos que buscarán dar respuesta a uno de los cuellos de botella de Vaca Muerta.
Los dos primeros son llevados a cabo por YPF. Vaca Muerta Norte permitió incrementar en 40.000 barriles la capacidad de transporte de petróleo de una quincena de áreas en la formación no convencional hasta la estación Puesto Hernández, cabecera del Otasa rehabilitado luego de 17 años.
En tanto, Vaca Muerta Sur inició el proceso de concurso de mercado para definir el diseño del nuevo oleoducto y terminal de exportación y obtuvo los permisos ambientales para el primer tramo de 127 km que conectará Loma Campana con Allen.
De la misma manera, Oldelval avanza en el proyecto Duplicar Plus, una serie de obras de ampliación de transporte de crudo desde la Cuenca Neuquina hacia Puerto Rosales, en inmediaciones de Bahía Blanca, desde donde se embarca el crudo al exterior.
La empresa conformada por las principales operadoras de Vaca Muerta inauguró su primera etapa a comienzos de octubre al sumar unos 20.000 barriles diarios, y proyecta una serie de hitos de ampliación que llevará a más que duplicar la evacuación en 2025, hasta 540.000 barriles.
En este marco, el informe de la consultora que dirige Arceo establece que el aumento de la producción de crudo entre enero y noviembre de 2023, permitió incrementar las exportaciones, en un contexto de expansión del procesamiento de crudo en el parque refinador local.
“Si bien el volumen de las exportaciones se incrementó en un 20% respecto del mismo periodo del año 2022, se redujo en un 2% (80 MUSD) el valor de las exportaciones, como consecuencia de la disminución de los precios”, aseveró el documento.
“El aumento de la producción de shale oil determinó un incremento sostenido de las exportaciones desde la Cuenca Neuquina que pasaron de representar el 60% de las exportaciones totales en 2022 al 74% en el mismo período de 2023, compensando de este modo la caída del resto de las cuencas”, agregó.
Asimismo, el informe marca que, entre enero y noviembre de los últimos cuatro años, el petróleo no convencional registró un aumento considerable en materia de exportaciones.
En el 2020, año marcado por las restricciones de la pandemia, la Cuenca Neuquina exportó 20 kbbl/día mientras que la Cuenca del Golfo San Jorge, principal exportadora del país, vendió al mundo 57 kbbl/dia.
Un año más tarde, Vaca Muerta comenzó a dar muestra de su poder. La Cuenca Neuquina exportó 25 kbbl/día quedando muy cerca del convencional que totalizó envíos por 31 kbbl/día.
En el 2022 se logra dar vuelta un histórico registro: el shale oil le ganó la pulseada a la Cuenca del Golfo San Jorge. La Cuenca Neuquina exportó 64 kbbl/día mientras que el crudo pesado lo hizo por 33 kbbl/ día.
La diferencia se agrandó en 2023 con 95 kbbl/día exportados desde la Cuenca Neuquina mientras que el convencional lo hizo por 24 de kbbl/día.