La actividad petrolera en Argentina
La actividad petrolera en Argentina
Por María Fernanda Alarcón, Marcos Fernandez y Martín Moroni
Introducción
La explotación de hidrocarburos en Argentina tiene sus inicios a principios del siglo XX de la mano de descubrimientos en la Cuenca del Golfo San Jorge. Aunque los primeros hallazgos se remontan al siglo XVIII, los trabajos de exploración y eventual explotación del recurso comenzaron poco después de mediados de siglo XIX a través de diferentes emprendimientos por parte de particulares y empresas privadas. Por distintos motivos, estos primeros proyectos no prosperaron. La industria finalmente despegó a principios de 1900 con la perforación del primer pozo comercial en Comodoro Rivadavia, que marcó el inicio de la producción de petróleo en el país (Riccardi, 2015).
Desde su creación en 1922 y durante gran parte del siglo XX, la empresa estatal Yacimientos Petrolíferos Fiscales (YPF) desempeñó un papel dominante en la industria. Los sesenta años siguientes a la nacionalización del petróleo, incorporada a la reforma de la Constitución Nacional realizada en 1949, se caracterizarían por la falta de continuidad en la actividad petrolera. Luego del golpe militar de 1955, dicha reforma constitucional quedó sin efecto. En el año 1958, con el objetivo de buscar el autoabastecimiento, se promulga la Ley 14.773 que determina el monopolio del Estado en materia de explotación. Ya durante el gobierno de facto de Onganía, entra en vigencia la Ley 17.319. Esta nueva Ley de Hidrocarburos estableció los principios fundamentales para la exploración y explotación de recursos hidrocarburíferos, otorgando por primera vez concesiones de explotación a empresas privadas. En la década de 1990, se desnacionalizó el petróleo y, mediante la Ley 24.145, se transfirió el dominio público de los yacimientos de hidrocarburos del Estado Nacional a las provincias. Se implementaron reformas que llevaron a la privatización de YPF y determinaron la entrada de empresas internacionales a expensas de la participación estatal en la actividad. La evolución del recurso hidrocarburífero en Argentina se presenta en la FIGURA 1.
FIGURA 1. Evolución del dominio de los recursos hidrocarburíferos en Argentina
Fuente: elaboración propia.
En 2012, el Estado argentino adquirió el 51% de las acciones de la empresa y retomó el control estatal de YPF. Mediante la sanción de la Ley 26.741, se declaró de interés público la explotación de hidrocarburos y se estableció la necesidad de mantener una participación estatal en el sector.
Cuencas productivas de petróleo y gas
En nuestro país se han identificado 22 cuencas sedimentarias¹, con una superficie total de aproximadamente 1.750.000 km². Si bien se han realizado sondeos exploratorios en todas las cuencas, en la actualidad sólo cinco son productivas: Noroeste, Cuyana, Neuquina, Golfo San Jorge y Austral (FIGURA 2).
FIGURA 2. Cuencas de petróleo y gas
Fuente: elaborado por el IGN con base en datos de la Secretaría de Energía.
Cuenca Noroeste: abarca mayoritariamente las provincias de Salta, Jujuy y parte de Formosa. Los pozos en esta cuenca son de petróleo y de gas y van de los 1.200 a 5.000 metros. Son pozos de alta complejidad para ser perforados; debido a las características de las formaciones, esto hace que su explotación insuma un alto costo, que requiera de la utilización de tecnología de punta y de equipo humano de trabajo experto.
Cuenca Cuyana: se extiende desde el sur de la provincia de San Juan hasta el centro de la provincia de Mendoza. La profundidad promedio de los pozos tipo en esta cuenca está en el orden de los 3.000 a 3.500 metros. En general, son pozos petrolíferos.
Cuenca Neuquina: es una de las más importantes de nuestro país. Cubre un área de más de 120.000 km² y se extiende en partes de las provincias del Neuquén, Mendoza, Río Negro y La Pampa. En esta cuenca, la profundidad de perforación de pozos de petróleo y gas es muy variada, abarcando un amplio rango que va de los 700 metros a más de 4.000. Actualmente, el 42% de la producción de petróleo de la Argentina y el 55% de la producción de gas corresponde a yacimientos de la cuenca Neuquina. A su vez, es una de las mayores productoras de hidrocarburos en la porción austral de América del Sur (Ponce et al., 2015).
Cuenca del Golfo San Jorge: se ubica en la Patagonia Central, abarca la porción meridional de la provincia del Chubut, el norte de Santa Cruz y gran parte de la plataforma continental argentina en el golfo de San Jorge, es decir se ubica tanto en tierra firme como en el mar. Es la cuenca donde se descubrió petróleo en 1907 a una profundidad de 537 metros y donde comenzó a explotarse de manera exitosa. Las profundidades de los pozos van desde los 500 a más de 3.500 metros, y se registra una máxima profundidad a 5.160 metros sin llegar al basamento.
Cuenca Austral: se extiende en el extremo sur de nuestro continente; abarca buena parte de Santa Cruz, la provincia chilena de Magallanes, la zona oriental del estrecho de Magallanes, Tierra del Fuego y una porción de la plataforma continental argentina. Las profundidades de los pozos, tanto petrolíferos como gasíferos, varían de los 1.500 a los 4.000 metros.
Las reservas comprobadas disponibles en la actualidad están concentradas en determinadas cuencas. El gas natural está localizado principalmente en las cuencas Neuquina y Austral, y entre ambas explican más de tres cuartas partes de las reservas. En el caso del petróleo, dos tercios de las reservas están en la cuenca del golfo San Jorge. Si a eso se le suma la cuenca Neuquina, entre ambas explican casi el 90% de las reservas de petróleo del país.
En la actualidad, la cuenca Neuquina (FIGURA 3) es la más importante del país por sus reservas y producción en yacimientos convencionales y no convencionales, siendo estos últimos los que adquieren protagonismo asociados a la formación Vaca Muerta. La creciente exploración y explotación en la Cuenca Neuquina da lugar al aumento de proyectos de aprovechamiento y, consecuentemente, a la instalación de diferentes tipos de infraestructuras. A octubre de 2023, la Cuenca Neuquina registró 151 concesiones de explotación de hidrocarburos operadas principalmente por YPF y, de acuerdo con la Resolución Nº 319/1993, se informaron 31.709 pozos. De estos, más de 8.500 (más del 25%) se han perforado del 2010 a la fecha.
FIGURA 3. Cuenca Neuquina
Fuente: elaborado por el IGN con base en datos de la Secretaría de Energía.
Recursos no convencionales y la formación Vaca Muerta
En América Latina, Argentina fue el primer país que inició las actividades de explotación de hidrocarburos no convencionales² con la producción de gas en la Cuenca Neuquina (García y Garcés, 2012). Es a partir de junio de 2010 que queda oficialmente inaugurada esta etapa con la perforación realizada por la empresa YPF (en ese entonces YPF-Repsol) del primer pozo de “shale”³ en la concesión Loma La Lata, aunque el conocimiento acerca de la existencia de este recurso data de las décadas de 1960 y 1970, cuando YPF estatal descubre los yacimientos de Puesto Hernández y Loma La Lata y perfora en Vaca Muerta y Los Molles, las dos principales formaciones con importantes reservas. En ese entonces, ni los precios ni la tecnología permitían su extracción (Aggio, 2017).
El avance de la actividad no convencional en los últimos años, tanto desde el punto de vista de las estimaciones como en las técnicas de extracción, convirtió a la formación de Vaca Muerta en la más importante a escala nacional. Se trata de una formación geológica de “shale”, rica en shale oil y shale gas, componente de la cuenca Neuquina. Fue descubierta por el geólogo estadounidense Charles Edwin Weaver en 1931 en la ladera de la sierra de la Vaca Muerta, de allí su nombre. La formación tiene una superficie de 30.000 km² y se extiende mayoritariamente en la provincia del Neuquén y, en menor proporción, en Mendoza y Río Negro. Es la segunda mayor acumulación de recurso de extracción no convencional de gas en el mundo, y posiciona a la Argentina sólo detrás de China en reservas de este tipo (Calzada y Sigaudo, 2019).
A 2023, la cantidad de pozos perforados en la formación ascendía a 2.286. La mayoría de ellos se ubican en el área de Loma Campana (31%) concesionada por YPF S.A. Además de en esta concesión, los pozos perforados se localizan en otras 101 concesiones, las cuales se hallan operadas por 20 empresas, entre las que se destacan YPF S.A., Tecpetrol, Total Austral S.A. y Pan American Energy, de acuerdo con volúmenes de producción de principalmente gas no convencional4.
En este sentido, el aporte del gas no convencional hizo que su producción se haya mantenido relativamente estable entre 2010 y 2017 e, incluso, haya registrado un incremento en el año 2015 y en los últimos años. Este aumento se explica casi exclusivamente por la extracción en la provincia del Neuquén. A futuro, esto podría contribuir a la soberanía energética del país. Pero para este logro, es necesaria la construcción de infraestructura, sobre todo de transporte, que acerque esta producción a los sitios de demanda.
Gasoducto Néstor Kirchner
Vaca Muerta se ha convertido en una parte clave de la estrategia energética de Argentina y el desarrollo de esta formación es fundamental para garantizar el suministro de gas natural en el país y reducir la dependencia de las importaciones. Para alcanzar estas metas, se avanzó en la concreción del Gasoducto Néstor Kirchner (en adelante, GPNK). Se trata de la obra de transporte de gas más grande de los últimos 40 años en nuestro país. El Tramo I, de una longitud de 573 km, atraviesa cuatro provincias: comienza en la localidad de Tratayén, en Neuquén, atraviesa las provincias de Río Negro y La Pampa, y finaliza en la localidad de Salliqueló en la provincia de Buenos Aires. Este primer tramo conecta al GPNK con los gasoductos Neuba I y II, fortaleciendo y ampliando la capacidad de transporte y distribución de gas en todo el territorio nacional.
De este modo, se busca transformar la matriz energética y productiva argentina, teniendo como principales objetivos:
- Abastecer gradualmente con gas nacional la totalidad de la demanda.
- Contar con una traza central estratégica, reforzando el suministro al área GBA y Litoral con gas natural local mediante ampliaciones eficientes.
- Reducir el costo de abastecimiento de la demanda nacional con un efecto claro de sustitución de importaciones que repercute favorablemente tanto en la balanza comercial como en los subsidios energéticos.
- Poner en valor el Gasoducto del Noreste Argentino permitiendo el abastecimiento del Litoral y el Noreste.
- Desarrollar Vaca Muerta a gran escala.
Asimismo, la obra implica distintos beneficios fiscales y productivos tendientes a mejorar indicadores tales como el empleo, la producción y el abastecimiento de energía en el país. Algunos de estos beneficios son:
- Aumento de las regalías.
- Ahorro de costo fiscal.
- Ahorro de divisas gracias al reemplazo de los combustibles líquidos importados.
- Aumento de la capacidad de transporte.
- Generación de puestos de trabajo.
A modo de reflexión final, es preciso destacar la importancia de Vaca Muerta para el desarrollo de la industria energética argentina. Si la sumamos al impulso de la explotación offshore, nos encontramos ante una oportunidad única para la reconfiguración del balance energético nacional y el fortalecimiento de una economía hidrocarburífera con una potencialidad notable.
Notas
¹ Las cuencas sedimentarias son áreas deprimidas de la corteza terrestre donde se acumulan sedimentos y materia orgánica. Bajo determinadas condiciones, dicha materia orgánica se recubre de sedimentos y, con el transcurso del tiempo geológico, se transforma en hidrocarburos.
² Hidrocarburos contenidos en reservorios que se caracterizan por baja permeabilidad y porosidad y que, por este motivo, se encuentran encerrados u ocluidos en millones de poros microscópicos no conectados entre sí; que hace que estos no puedan desplazarse por el interior de la formación geológica, ni escaparse de ella. Dadas estas características, estos no pueden ser explotados económicamente con las tecnologías de extracción tradicionales o convencionales (García y Garcés, 2012).
³ Existen distintos tipos de hidrocarburos no convencionales, dos son los más conocidos y extraídos. Su tipificación deriva del tipo de roca a la que se encuentren asociados: los de tipo “shale” son hidrocarburos ubicados en rocas de esquisto o pizarra (shale gas o shale oil) y los de tipo “tight”, hidrocarburos ubicados en areniscas compactas (tight sands, tight gas, tight oil).
4 Para más información, visitar el sitio https://www.argentina.gob.ar/economia/energia/planeamiento-energetico/in....
Bibliografía
Autores
María Fernanda Alarcón. Licenciada en Geografía, Universidad de Buenos Aires (UBA). Dirección de Información Energética, Subsecretaria de Planeamiento Energético, Secretaría de Energía, Ministerio de Economía. falarcon@mecon.gov.ar
Marcos Fernandez. Licenciado en Antropología, Universidad Nacional de La Plata (UNLP). Dirección de Información Energética, Subsecretaria de Planeamiento Energético, Secretaría de Energía, Ministerio de Economía. marcfernan@mecon.gov.ar
Martín Moroni. Licenciado en Geografía, Universidad de Buenos Aires (UBA). Dirección de Información Energética, Subsecretaria de Planeamiento Energético, Secretaría de Energía, Ministerio de Economía. mmoroni@mecon.gov.ar