Resumen
Upstream y Downstream
La producción total de petróleo en 2024 fue 41.150 Mm3, esto es 11,6% mayor a la registrada en el año anterior y 31,4% mayor a la del año 2014. La producción de petróleo fue récord de la década, aunque aún se encuentra un 15% por debajo de la marca histórica observada en 1998. Actualmente, los niveles de producción son similares al del año 2004 y menores a los del año 2003 y los inmediatos anteriores. La producción de petróleo aumenta a una tasa promedio anual del 2,8% en la última década. Por otra parte, durante diciembre de 2024 se registró la producción diaria más alta del año con 766 mil barriles diarios que equivalen a 3.775 Mm3 en el mes. En la última década la producción anual de petróleo disminuyó, respecto del año anterior, en 3 de las 10 mediciones del periodo. Dentro de los siete años de crecimiento se puede observar que el año 2015 tuvo un virtual estancamiento de la producción mientras que en 2021 se explica por la recuperación respecto a la pandemia. Sin embargo, a partir del año 2022 y especialmente en 2024 se observa un crecimiento notable que logra niveles récord de producción en el periodo. Esto revela que en la última década hubo cinco años de crecimiento sostenido de la producción, los años 2018, 2019, 2022, 2023 y 2024. La producción convencional de petróleo y gas natural, que representan el 44% y 37% del total producido de cada producto, declinan con tasas del 4,8% y 6,6% anual en promedio respectivamente entre los años 2014 y 2024. En 2024, las tasas de reducción respecto del año anterior tienen comportamientos similares en el caso del petróleo y el gas: petróleo convencional se reduce 5,4% mientras que la de gas 6,1%. Esto indica que en el último año se aceleró la declinación anual en la producción de petróleo y gas natural Convencional. La producción de petróleo convencional en 2024 is 38,6% inferior a la de 2014, mientras que la de gas es 49,6% menor a la de aquel año y ambas declinan con tendencias de larga data con características estructurales. La producción de petróleo Convencional presenta una declinación crónica que se inicia en 1998, año en que la producción nacional petrolera alcanzó su máximo histórico con 49.148 Mm3 anuales. A su vez, la producción total de 2024 es 62% inferior al total producido en aquel año. En contraste, la producción No Convencional muestra un importante crecimiento a partir del año 2015 que, con la producción Convencional en caída ininterrumpida, explica el dinamismo de la producción total nacional. En el caso del gas natural, la producción en 2024 fue de 50.721 MMm3 y tuvo un aumento respecto al año anterior del 5,4%. La producción del año 2024 es 22,3% mayor a la de 2014 y en la última década aumenta a una tasa promedio anual del 2%. Actualmente, la producción de gas natural es similar a la del año 2003 y 2007, y se encuentra en un nivel 3% menor a su pico histórico dado en el año 2004 con un volumen de 52.157 millones de m3. Por un lado, la producción de petróleo no convencional fue 30,4% superior a la del año anterior, presentando una tasa de crecimiento promedio anual entre 2015 y 2024 del 35,8%. Durante el último año, el incremento en este tipo de petróleo ha sido impulsada por el shale oil mientras se observa una leve reducción de la variante tight. Por otra parte, la producción de gas natural no convencional fue 13,6% superior a la del año anterior, presentando una tasa de crecimiento promedio anual entre 2015 y 2024 del 21,5%. Durante el último año, el aumento en este tipo de gas ha sido explicada por un incremento en shale mientras hubo una reducción en el tight gas. La baja experimentada en la producción nacional de hidrocarburos convencionales se enmarca en un contexto de baja inversión y 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 en esas áreas. A su vez, las operaciones de mejora en el factor de recuperación de los reservorios convencionales no han logrado aumentar significativamente la producción más que en algunos desarrollos muy puntuales. Finalmente, la incipiente concentración de las inversiones en proyectos de Shale Oil y Shale Gas en la Cuenca Neuquina han dejado poco margen para el financiamiento de los proyectos convencionales. El 68% de las inversiones del Upstream en 2023 se ejecutaron para exploración y explotación de hidrocarburo No Convencional. La insuficiente inversión en exploración se manifiesta claramente en una disminución de las reservas comprobadas, probables y posibles de petróleo y gas natural en la mayoría de las cuencas según los datos oficiales de la Secretaría de Energía. En el periodo 2012-2023, las reservas comprobadas de petróleo y gas se reducen significativamente en términos absolutos en todas las cuencas con excepción de la Neuquina, que impulsa el crecimiento total a partir de la actividad no convencional. A su vez, en 2023 las reservas comprobadas convencionales disminuyen para el petróleo y el gas en todas las mediciones observándose una caída estructural desde el año 2012 para ambos casos. En contraste, las reservas comprobadas no convencionales crecen para el petróleo y gas en todas sus mediciones destacándose una tasa promedio anual de crecimiento del 50,7% para el petróleo y del 20,6% para el gas. Las cuencas con mayores caídas en las reservas comprobadas son la Cuyana y Noroeste, con caídas del 86% y 60% respectivamente en petróleo y 80% y 68% respectivamente en gas entre 2013 y 2023. En orden de importancia en la disminución le siguen la cuenca Austral y Golfo San Jorge con un nivel 56% y 25% menor a las del año 2013 en petróleo y del 30% y 32% inferior para gas. En 2023, las reservas comprobadas de petróleo fueron 28,9% mayores a las del año 2013, mientras que las de gas natural fueron 48,5% superiores que las de aquel año. Este incremento se explica enteramente por el crecimiento de las reservas comprobadas no convencionales que aumentaron 1.069% y 208% respectivamente desde el año 2015. Las reservas comprobadas no convencionales de gas natural superan a las registradas para el tipo convencional desde el año 2020. A su vez, en 2023 las reservas no convencionales de petróleo superaron a las registradas para el tipo convencional.
Downstream
Durante 2024 las ventas de nafta se redujeron 6,2% respecto del año anterior mientras que el consumo de gasoil se redujo 4,6% en relación a 2023. En el caso de las ventas de naftas, a pesar de la reducción se observa un nivel superior al periodo pre-pandemia y solo superado por el récord de ventas del año 2023. Las ventas totales de gas natural, en 2024, fueron 0,9% mayores observándose que no se logró recuperar los niveles de consumo previos al año 2020: la demanda es 8,6% 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 7.120 millones y se redujeron 37,3% en el acumulado a diciembre de 2024 respecto del año anterior. Esto implicó menores subsidios por un monto de USD 4.233 millones explicado por los subsidios a CAMMESA que se redujeron 33,3% anual en dólares y ocuparon el 55% 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 de los cuales USD 20.967 fueron para transferencias corrientes. A su vez, en los últimos once años los subsidios acumularon USD 138.320 millones de los cuales USD 126.079 fueron para subsidios corrientes con el objetivo de cubrir los costos de abastecimiento de la energía. 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 9.665 millones desde el año 2014, momento en el que entraron en vigencia. En el año 2021 entró en vigencia el Plan Gas.Ar que, en 2024, es el único vigente y sumó USD 404 millones. Esto es una baja del 11% respecto al año anterior a la vez que tiene un peso del 5,7% sobre el total de las transferencias corrientes.
Comercio exterior
La importación de gas de Bolivia se redujo 44,3% entre 2023 y 2024, y es 78,7% menor a la del año 2014. En la última década la importación de gas natural por gasoducto ha disminuido un 14,3% en promedio anualmente. La importación de Gas natural Licuado (GNL) se redujo 39,9% entre el año 2023 y 2024, mientras que en el último año fue 75,6% menor a la del año 2014. Es decir, bajo este criterio la importación de GNL de redujo 13,2% promedio anual en la última década. En la suma del total del Gas entregado a usuarios, el 7% corresponde al gas importado (Gas natural y GNL) totalizando compras al exterior por 2.882 MMm3. En el año 2024 se redujo la importación de gas natural y 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 2014 y 2024 el monto total de exportaciones energéticas aumentó 95,8%, lo cual implica un incremento promedio anual del 6,9% en el valor energético exportado en el periodo. Este aumento lo explican las crecientes exportaciones de petróleo que se duplicaron en cantidad en solo cuatro años. Por otra parte, las importaciones tuvieron una reducción absoluta del 64,7% en la última década y una disminución promedio anual del 9,9%. En el último año las exportaciones aumentaron mientras que las importaciones se redujeron significativamente: aumentaron 22,3% y se redujeron 49,4% respectivamente en relación a 2023. Esto resultó en un superávit comercial energético de USD 5.668 millones.