El petróleo busca acomodarse a la incertidumbre global que mueve la aguja del precio global. Según el último informe de la consultora Aleph Energy, la producción del tercer mes del año subió un 11% apalancado por el no convencional.

La producción total de petróleo durante marzo fue de 754 kbbl/d. El no convencional se mantuvo en 451 kbbl/d y el convencional 302 kbbl/d por lo que se nota un aumento del 11% en año móvil, apalancado por el incremento del 28% del no convencional.

Según explica el análisis realizado por Daniel Dreizzen, Milagros Piaggio y Ruth Daurade Magneres, si bien muchos desarrollos no convencionales continúan siendo rentables con precios por encima de los 40 a 50 dólares por barril, el margen se estrecha. En cambio, los proyectos convencionales —que siguen representando una parte significativa de la producción y del empleo en varias provincias— enfrentan una situación mucho más delicada. Con costos más altos y menor productividad, sus márgenes ya estaban acotados, y estos precios agravan aún más la ecuación económica. Las provincias deberían y están reaccionando ayudando a cambiar el modelo de negocios bajando regalías. 

La producción de convencional continúa decreciendo a un ratio de 6% año móvil. El no convencional representa el 60% de la producción total de crudo nacional.

 La producción de la cuenca Neuquina fue de 537 kbbl/d, un 71% de la producción total nacional y alcanzó una suba del 20%. Junto con la Cuenca San Jorge concentran el 96% de la producción total.

Dentro del convencional, Cerro Dragón (Pan American Energy) es la concesión con mayor producción, manteniendo su aporte del 22% del crudo y Manantiales Behr (YPF), también en la Cuenca del Golfo San Jorge, aportan el 30% del crudo convencional del país.

El informe destaca el crecimiento de Chachahuen Sur (YPF), alcanzando el top 3 con un crecimiento año móvil de 19%. YPF es el operador de crudo convencional más importante, aportando el 37% del crudo convencional del país. No obstante, se observa una reducción de 10 kbbl/d promedio respecto al 2024 por las ventas del Proyecto Andes (Campamento Central-Cañadón Perdido, Escalante-El Trébol, EFO, Llancanelo y Llancanelo R).

 En segundo lugar, está Pan American Energy con el 26%. Y se destaca el crecimiento de producción Petroquímica Comodoro por la adquisición del Cluster Llancanelo (áreas Llancanelo y Llancanelo R) en el marco del proyecto Andes.

La producción no convencional ascendió un 0.7% respecto del mes anterior (+3 kbbl/d) y alcanza 451 kbbl/d. Desde febrero, Bandurria Sur superó la producción de La Amarga Chica, colocándose como la segunda área más importante. Los tres bloques de mayor producción son Loma Campana (YPF) aportando 21% de la producción no convencional, seguido de Bandurria Sur (YPF) con el 13% y La Amarga Chica (YPF) con el 12.6%.

Se destaca el crecimiento de La Calera producto de la reciente ampliación de planta, alcanzando un 219% año movil.

YPF mantiene su liderazgo de producción de petróleo no convencional, concentrando el 55% de la misma con 248 kbbl/d, un 18% por encima de los valores del último año móvil. Seguido por Vista con 63 kbbl/d en febrero. Y, en marzo, PAE llegó al tercer puesto con el 6.6%

La producción de gas total a nivel país fue 134 MMm3/d, en comparación año móvil, la producción de convencional y tight descendieron -3% y -10% respectivamente mientras que la producción de shale creció 20%.

La producción de no convencional representa 61% del total. La cuenca Neuquina descendió a 93 MMm3/d (-9 MMm3/d vs. feb.25). La cuenca neuquina hoy representa el 70% de la producción total del país.

La cuenca Austral, continúa en crecimiento alcanzando 27 MMm3/d, apalancando por el Proyecto Fenix (CMA-1). El resto de las cuencas disminuyen su producción tanto en la comparación interanual como en el año móvil.

Cuenca Marina Austral 1 (CMA-1): La concesión offshore CMA-1, operada por Total Energies, aportó el 39% de la producción convencional y el 15% de la producción a nivel país. A fines de septiembre Total Energies anunció la puesta en producción del primero de los tres pozos. La producción se incrementó un 22.3% en el último año (mar.24 16.63 vs. mar.25 20.34 MMm3/d).

Total, como operador, lidera la producción de gas convencional con el 45% de la producción. YPF y PAE son el segundo y tercer operador de gas convencional operando el 18% y 14% del total del gas convencional,respectivamente.

A excepción de Tecpetrol (operador de Ramos a partir de mayo 2024, feb.25: 0.83 MMm3/d) y Total (por el proyecto Fenix), se observa una tendencia generalizada a la baja en prácticamente todos los operadores de gas convencional con excepción shale gas por proyecto.

La producción de shale gas fue 66.5 MMm3/d. Considerando el último año móvil la producción de shale se incrementó en un 20%.

Fortin de Piedra es el yacimiento de mayor producción, aportando el 19% y seguido por Aguada Pichana Este con el 14% y se destaca el crecimiento del bloque La Calera (Pluspetrol)

La producción de tight gas fue de 15 MMm3/d y mostró un  declino del 10% año móvil. Las áreas que mayor impacto en el año móvil tuvieron fueron Loma La Lata (-36%) y Rincón del Mangrullo (-23%).

Este contexto vuelve a poner en primer plano la importancia de contar con una política energética clara, estable y coordinada. Argentina no puede controlar el precio del petróleo, pero sí puede construir un entorno donde los proyectos resistan mejor la volatilidad internacional. Para ello, hace falta previsibilidad, acuerdos duraderos y una mirada estratégica que permita tomar decisiones ahora, incluso en un momento adverso. Lo peor que podría hacer el país es paralizarse justo cuando necesita avanzar, concluye el informe de Aleph.