Los datos se desprenden si se compara con el mismo mes de 2019. Fue la cuenca más golpeada del país debido a la cuarentena por COVID-19, la demanda paralizada y la baja en el precio internacional del barril de crudo. Así se desprende del informe del Instituto Argentino de Energía.
Tres factores se combinaron en los últimos meses para determinar una caída de la producción de petróleo: el Aislamiento Social, Preventivo y Obligatorio por COVID-19; la demanda paralizada por la cuarentena en el mercado nacional; y la baja en los precios del crudo a nivel internacional.
Esto explica que la producción interanual del país cayera 9,2% en abril. La producción de crudo en el tercer mes del año llegó en el país a los 73.3 MMm3/d (millones de metros cúbicos), un valor apenas 1,6% superior al mínimo producido en los últimos 20 años. Así se desprende del Informe de Tendencias Energéticas del Instituto Argentino de Energía (IAE) “General Mosconi”.
El trabajo también detalla que en la Cuenca del Golfo San Jorge (sur de Chubut y norte de Santa Cruz) cayera un 5,3% en abril. Mientras que la Cuenca Neuquina sufrió una baja del 9,4%. En el mismo periodo, las Cuencas Austral (sur de Santa Cruz y Tierra del Fuego) y Cuyana redujeron su producción 45,6% y 14,2%, de manera respectiva. La Cuenca Noroeste fue la única que aumentó su producción en abril al registrar una suba del 7,8%.
En tanto, si se toman los últimos doce meses, se desprende que la producción nacional de crudo fue 2,6% superior a la del año anterior. El crecimiento está impulsado únicamente por la Cuenca Neuquina, que representan el 46% de la producción nacional y ha aumentado 9,7% durante los últimos doce meses.
A la vez, la Cuenca Golfo de San Jorge registra una disminución del 2,3% en los últimos doce meses. La Cuenca Noroeste presenta una retracción del 8,8% en el acumulado del último año respecto del año anterior, la Cuenca Cuyana disminuye 3,3% anual y la cuenca Austral 7,3%.
En la Cuenca Austral la producción offshore aumentó 2% acumulada durante los últimos doce meses respecto a igual periodo anterior, mientras que la producción onshore fue 16,7% menor.
INDICES POR COMPAÑIA
Desagregando por los principales cinco operadores, que representan el 81% de la producción total, se observa que YPF (48% de la producción total) ha incrementado su producción acumulada en el último año móvil un 3,9%, Pan American Energy 3,4%, Tecpetrol 2,6% y Pluspetrol 3,5%. Estas cuatro empresas ocupan el 77% de la producción total de petróleo en el país.
Mientras, Sinopec disminuyó su producción anual 9,1% y el resto, unas 44 empresas que informan su actividad, aumentaron su producción conjunta un 0,7% anual.
CONVENCIONAL Y NO CONVENCIONAL
En el informe del IAE se desprende que la producción interanual de crudo convencional, que representa el 79% del total, disminuyó en abril de 2020 un 13,3% y 4,8% durante los últimos doce meses acumulados respecto a igual periodo anterior. De esta manera, la producción convencional es, en 2020, un 35% inferior a la del año 2009.
Por otro lado, la producción interanual de petróleo no convencional, que ocupa el 21% del total anual, aumentó 10% y 43,3% en los últimos doce meses respecto a igual periodo anterior según datos preliminares de la Secretaría de Energía.
En abril de 2020 la producción de petróleo no convencional representó el 21,5% del total mensual, mientras que en el acumulado de los últimos doce meses es del 21,3% del total producido.
En tanto, la producción interanual de petróleo no convencional se incrementó 42,7% debido al aumento del 12,3% en el Shale que compensó una disminución del 13,3% en la producción de Tight oil.
La producción acumulada durante los últimos doce meses de Shale Oil, que representa el 20% de la producción total, creció 52,3% mientras que la de Tight se redujo 9,6% en el mismo periodo, representando el 1,6% de la producción total. El Shale Oil es el único subtipo de petróleo que aumenta debido a que el Tight Oil presenta una importante disminución anual. En este sentido, se observa una caída del 5% en la producción conjunta de Convencional y Tight que representan el 80% del total de la producción nacional.
CAIDA EN GAS
La Cuenca del Golfo San Jorge también sufrió una baja en su producción interanual de gas al registrarse un descenso del 9% en abril. Asimismo, la producción interanual de gas natural se redujo 11,3% en abril y llegó a los 116.7 MMm3/d, esto es un valor 7,5% superior al mínimo producido en los últimos 20 años. Por otra parte, en los últimos doce meses la producción acumulada fue 2,2% superior al año anterior.
En el mismo periodo de abril de 2020 frente a abril de 2019, la Cuenca Cuyana fue la única que registró un aumento al marcar una suba del 2,5% pero solo representa el 0,1% del total nacional. La Cuenca Neuquina fue quien más sintió la baja al disminuir su producción en 12,8%. Por otra parte, en las Cuencas Austral y Noroeste disminuyeron su extracción 9,2% y 8,1%, respectivamente.
La producción acumulada de los últimos doce meses crece en las principales Cuencas del país: en la Cuenca Neuquina aumentó 4,4% mientras que en la Cuenca Austral el incremento fue del 2,3%. Estas dos cuencas concentran el 87% del total de gas producido en el país. Además, la Cuenca Cuyana aumentó su producción un 7,9% anual en este periodo.
En cambio, la producción anual de gas natural presenta una fuerte disminución en los últimos doce meses en las cuencas Golfo San Jorge y Noroeste, donde se redujo la actividad 6,4%, y 11,1% de manera respectiva.