El Instituto Argentino de la Eenergia General MOsconi, presentó el “Informe Anual de Hidrocarburos” correspondiente al año 2023 con datos de producción, consumo, reservas, pozos perforados, precios, importaciones y exportaciones argentinas. El Informe elaborado por el Departamento Técnico del IAE, dirigido por el Lic. Julián Rojo, utilizado en todos los casos información oficial producida y publicada por la Secretaria de Energía de la Nación.

Según el informe, la producción 2023 de crudo fue récord para la última década, ascendiendo a 231.892.743 barriles, (promedio 630.000 Bb/d), un 9% mayor a la registrada en el año 2022 y 16,1% mayor a la del año 2013, pero 25% menor que la producción de año 1998. La tasa promedio anual de crecimiento fue del 1,5% en la última década.

Convencionales y no Convencionales

La producción convencional de petróleo y gas natural, que representan respectivamente el 52% y 42% del total producido, viene cayendo a tasas del 4,6% y 6,6% anual acumulativo en promedio entre los años 2013 y 2023. Según el informe, los guarismos permiten afirmar que “ha existido un abandono de las políticas clásicas lideradas por la YPF estatal en el Siglo XX, basadas en la exploración de todas las cuencas productivas y la puesta en producción de los nuevos yacimientos descubiertos.”

Producción anual de Gas natural por cuenca, en millones de m3 y variación a.a.

Producción de petróleo por cuenca en Miles de m3 y variación a.a.

Según el IAE, la causa estaría asociada a tres factores bien marcados como el abandono de la exploración en la década de 1990 por YPF; la eliminación en los años 90 del Plan de Exploración a riesgo conocido como “Plan Houston” implementado durante el Gobierno de Presidente Alfonsín y la reconversión y desnacionalización de YPF durante el período 1993-2012 que dejó de lado la exploración de las cuencas continentales y marinas y desactivó los equipos técnicos de alta especialización en geología exploratoria de YPF.

Otra de las posibles causas que señala el informe es el cambio de régimen de Propiedad de los Recursos de Hidrocarburos previsto en el artículo 124 la CN de 1994 que devolvió el dominio de los recursos a las provincias.

La experiencia prueba que no se han descubierto recursos convencionales ni de gas ni de petróleo en territorios provinciales impulsados por las provincias ni tampoco en el mar impulsados por la Nación en ese periodo.

El informe señala también que en 2023, las tasas interanual de declinación de los yacimientos petróleo convencional es del 2,9% mientras que la de gas 8,8%, por lo que a partir del año 2020 se habría acelerado la declinación anual de las cuencas convencionales de gas natural mientras que las de petróleo continúan declinando a una tasa menor. Respecto de la producción de petróleo convencional en 2023 fue un 37,4% inferior a la de 2013, mientras que la de gas es 49,6% menor declinado con vigor desde larga dato.

La producción de gas natural es similar a la del año 2001, y se encuentra en un nivel 7,8% menor a su pico histórico ocurrido en 2004, con un volumen de 52.157 millones de m3.  Según el IAE, estos datos ponen en evidencia la caída de la producción en los últimos 20 años y que la no convencional no ha podido revertir.

En opinión del IAE la causa de caída de la producción de hidrocarburos convencionales es la baja inversión y los resultados insatisfactorios en la exploración de las formaciones y reservorios convencionales de las cuencas terrestres, con la consiguiente reducción drástica de la inversión de riesgo.

La muy baja inversión en exploración comparadas con el S XX  se reflejan en la disminución de las reservas comprobadas, probables y posibles de petróleo y gas natural en las cuencas convencionales, según los datos oficiales de la Secretaría de Energía. En el periodo 2012-2022, las reservas comprobadas de petróleo y gas se redujeron significativamente en términos absolutos, en todas las cuencas con excepción de la Neuquina –única cuenca en crecimiento productivo- que impulsa el crecimiento total a partir de la actividad no convencional.

Recomendación

Para el IAE el ritmo de declinación productiva de gas natural convencional es muy pronunciado. El informe arroja dardos sobre la Secretaría de Energía cuando afirma que “…no hay, ni hubo, una explicación causal convincente de  esta fuerte anomalía por parte de la Secretaria de Energía de ninguno de los gobiernos del presente siglo”. El informe sugiere que YPF debería elaborar un informe actualizado sobre la potencialidad de la Argentina en todas las cuencas continentales y marinas que permita al país fijar una política hidrocarburífera de largo plazo.

Downstream  

Durante 2023 las ventas de nafta aumentaron 4,4% respecto del año anterior mientras que el consumo de gasoil se redujo 0,8% en relación a 2022. En el caso de las ventas de naftas, se registró un récord de ventas en la última década. 

Las ventas totales de gas natural, en 2023, fueron 1,2% menor observándose que no se logró recuperar los niveles de consumo previos al año 2020: la demanda es 5,5% menor a la de 2019 y 9,5% inferior a la del año 2018 momento en que se demandó el máximo de la década.

Subsidios

Las transferencias corrientes nominales medidas en dólares corrientes sumaron USD 11.353 millones y se redujeron 14,4% en el acumulado a diciembre de 2023 respecto del año anterior. Esto implicó menores subsidios por un monto de USD 1.912 millones explicado por los subsidios a CAMMESA que se redujeron 33,9% anual en dólares y ocuparon el 52% del total de las transferencias corrientes por conceptos energéticos. 

En cuanto a la tendencia histórica de los subsidios a la energía en términos anuales, el pico de subsidios se dio en el año 2014 con un total de USD 24.704 millones. A su vez, en los últimos once años los subsidios acumularon USD 149.036 millones, un monto que equivale al 28% del PBI del año 2023. 

Los programas relacionados a la producción de gas natural (Plan Gas no convencional, Ex Plan Gas y Plan Gas.Ar) han recibido transferencias por un total de USD 10.310 millones desde el año 2013, momento en el que entraron en vigencia. En el año 2021 entró en vigencia el Plan Gas.Ar que, en 2023, es el único vigente y sumó USD 456 millones. Esto es un aumento del 58,1% respecto al año anterior a la vez que tiene un peso del 4% sobre el total de las transferencias corrientes. 

Comercio exterior 

La importación de gas de Bolivia se redujo 40,4% entre 2022 y 2023, y es 59,8% menor a la del año 2013. En la última década la importación de gas natural por gasoducto ha disminuido un 8,7% en promedio anualmente. 

La importación de Gas natural Licuado (GNL) aumentó 13,8% entre el año 2022 y 2023, mientras que en el último año fue 53,1% menor a la del año 2013. Es decir, bajo este criterio la importación de GNL de redujo 7,3% promedio anual en la última década. 

En la suma del total del Gas entregado a usuarios, el 12,2% corresponde al gas importado (Gas natural y GNL) totalizando compras al exterior por 4.962 MMm3.

En el año 2023 se redujo la importación de gas natural mientras crecieron las compras de GNL por barco. Por otra parte, en el mismo periodo se redujo la importación de gasoil luego de llegar, en 2022, a valores máximos de la década. Este combustible se utilizó mayormente para la generación de energía eléctrica.    

Entre 2013 y 2023 el monto total de exportaciones energéticas aumentó 41,7%, lo cual implica un incremento promedio anual del 3,5% en el valor energético exportado en el periodo. Por otra parte, las importaciones tuvieron una reducción absoluta del 36,4% en la última década y una disminución promedio anual del 4,4%. En el último año las exportaciones se redujeron significativamente menos que las importaciones: cayeron 7,4% y 38,4% respectivamente en relación a 2022. Esto resultó en un déficit comercial energético de solo USD 46 millones.

*Consideraciones técnicas: El presente informe anual de hidrocarburos puede contener diferencias en los datos históricos respectos a sus versiones anteriores. Esto se debe a que se ha cambiado la metodología y utilización de bases de datos principalmente en dos temas centrales: producción de petróleo y gas y subsidios energéticos. En el primer caso se utiliza en conjunto las Tabla SESCO y la base de datos de producción de gas y petróleo por pozo (Capitulo IV), mientras que en el segundo caso se utilizan datos del concepto “Transferencias” para partidas seleccionadas publicados en Presupuesto Abierto.