Así se desprende de los planes de inversión estimada para el 2025, publicados por la Secretaría de Energía. La caída mayor se observa, fundamentalmente, en el convencional. Neuquén, concentra el 90% y es la única en alza. Las salvedades de Chubut y Santa Cruz.

Bajo el marco de la Resolución 2057/2005, las empresas petroleras informan a la Secretaría de Energía de la Nación, anualmente, las inversiones realizadas y las proyectadas, las que luego son actualizadas en forma periódica. El pasado 15 de mayo, la cartera energética nacional actualizó su Data Set con la información de las operadoras sobre los montos de sus inversiones en upstream para este año y detalla el total invertido en 2024. El detalle de los montos son subdivididos en exploración, exploración complementaria y explotación.

De ahi que las inversiones publicadas, se refieren a aquellas realizadas, específicamente en la exploración y producción de hidrocarburos. El término “upstream”, precisamente, abarca las actividades de exploración: Identificar posibles yacimientos de petróleo y gas. Perforación: Crear pozos para extraer hidrocarburos. Y en Producción o Explotación: Extraer el petróleo y el gas de los pozos.

Menor inversión declarada

En 2024 el conjunto de las operadoras informaron inversiones realizadas en upstream por un total de 12.830,19 millones de dólares. Por otro lado, de acuerdo a los datos de la Secretaría de Energía de la Nación, en su Dataset correspondiente a las Inversiones 2025, tabla dinámica de inversiones en en el mercado de hidrocarburos upstream, se observa que las inversiones estimadas para este 2025 totalizan los 11.555,24 millones de dólares, lo que implica una caída neta de 9,94% respecto del año anterior.

Los montos informados se subdividen en inversiones en exploración, exploración complementaria y explotación. Sólo en exploración complementaria se observa, a nivel nacional, un fuerte crecimiento de las inversiones, mientras que caen 62.64% las de exploración neta. Por otra parte, las inversiones de producción o explotación, estimadas para este año, de forma oficial, son 8,06 % menores a las realizadas durante 2024.

Es importante aclarar que estos planes son “estimativos” y se modifican a lo largo del año pudiendo resultar que las inversiones finales sean más altas que las declaradas, o menores, de acuerdo a contextos empresariales, macroeconómicos y globales, entre ellos los procesos de adjudicación o traspaso de áreas, el valor del petróleo y la conversión cambiaria.

Neuquén en punta

La provincia de Neuquén, de la mano de Vaca Muerta, es la única que muestra datos positivos en forma global, con una inversión proyectada de USD 9.740,32 millones, contra los USD 9623,56 millones. Aunque la suba es leve, marca un sostenimiento claro de las inversiones. El gigante no convencional acapara el 90% de las inversiones totales pensadas por las empresas de hidrocarburos en el país.

En el detalle se observa una continuidad en explotación, respecto de 2024 (pasando de USD 9.623,56 millones a USD 9.645,46 millones) con una caída drástica en nueva exploración pero una fuerte apuesta en exploración complementaria de +168,47% interanual.

Cabe reiterar que las proyecciones presentadas ante al Secretaría de Energía, sólo se refiere a las previstas en exploración y perforación neta y no a las inversiones que pudieran realizar las empresas para mejorar la infraestructura o transporte como puede ser la reciente decisión de diez compañías para la construcción de un bypass en Añelo. O las inversiones que proyecten las empresas que, en lo que va del año, recién se han hecho, efectivamente, cargo de los yacimientos maduros vendidos o traspasados por YPF o nuevas áreas que fueron adjudicadas en este período. Lo que puede elevar el número de la inversión final, en forma significativa.

Chubut baja y no tanto

De acuerdo a lo que se observa en los planes informados por la Secretaría de Energía, en la provincia de Chubut se prevé invertir un total de 914,56 millones de dólares. Esa cifra es, íntegra, en explotación y representa un 23% menos que lo invertido en ese sector un año atrás.

Ahora bien, en los planes de inversión publicados bajo la Resolución 2057, no se observan montos en exploración como los que podrían estar vinculados a la acción del desarrollo de la roca madre D-129 sobre la que empresas como PAE anunció a medidados de abril pasado, una inversión de USD 250 millones.

Santa Cruz en rojo

Los números establecidos para Santa Cruz van de la mano de lo que es un realidad en la provincia: el constante deterioro de los yacimientos maduros que requieren de fuertes inversiones en recuperación terciaria. Pero a diferencia de Chubut, sí contienen, de antemano, inversiones en exploración, consistentes con la que se anunció en el No Convencional con nuevas perforaciones en la roca madre Palermo Aike.

En números el retroceso de la inversión informada es feroz. De 793.62 millones de dólares concretados en 2024, este año se estimó invertir 259.39 millones de dólares, es decir un 67,4% menos. Con un mayor retroceso concentrado en los yacimientos del norte provincial (Cuenca del Golfo San Jorge) que los de sur (Cuenca Austral).

Varios factores confluyen en esa caída. La tardanza en las definiciones del traspaso de las áreas maduras que opera YPF en la provincia. Se espera que el acuerdo final sea firmado en las próximas semanas y recién ahí se abriría el proceso licitatorio para adjudicarla a nuevas empresas, que serán las que deban informar sus inversiones. El reposicionamiento de otras operadoras sobre sus operaciones, teniendo en cuenta el declino de la producción y los bajos precios del barril de crudo que puso en revisión, también, muchos planes de inversión.

Proyecciones

Más allá de Vaca Muerta, el desarrollo del no convencional en las provincias de Chubut yde Santa Cruz siguen generando expectativas y por ende cierto nivel de inversiones, aunque de mucho menor cuantía a las proyectadas para el gigante neuquino. Al mismo tiempo las decisiones macroeconómicas, como la quita de aranceles a al importación de polímeros, ayudan a configurar inversiones en recuperación terciaria que, permitirían una mejora de la producción no este año pero sí a futuro, en los campos maduros.

Igualmente impacta, pero de manera negativa, la desarticulación del Plan Gas, que deja atrás el reconocimiento de mejores precios para el m3 de gas en boca de pozo y ha llevado a varias empresas, sobre todo en el convencional, a replantear la continuidad de los planes de perforación, por ejemplo en cuencas principalmente gasíferas como lo es la Austral.

Pero más allá de las condiciones nacionales o de los yacimientos, es determinante el escenario internacional y sus proyecciones respecto de los hidrocarburos. La caída del precio del barril pasando de los casi USD 83 al inicio de este año a los USD 65 actuales no es menor.

El mundo espera, al menos para este año, una menor demanda de petróleo, al tiempo que la oferta tiene una presión alcista por decisión de la OPEP+ de incrementar sus suministros.

Guerra arancelaria

La guerra de aranceles que el presidente de Estados Unidos Donald Trump lanzó contra el resto del mundo hizo retroceder el precio del crudo, anticipando un enfriamiento económico y una alta volatilidad.

Cuando la tensión máxima generada por esta actitud que provocó una escalada arancelaria con China, pareció ceder, traas el acuerdo entre ambas potencias y permitió una suerte de “estabiliad” en los precios del petróleo, una nueva amenaza hizo temblar, una vez más, los mercados a finales de esta última semana. Trump relanzó este viernes su batalla arancelaria ante la Unión Europea al decir que las negociaciones con el bloque comunitario “no están dando frutos”, por lo que recomendó imponer el arancel del 50 % a partir del 1 de junio.

Para seguir leyendo haga click aquí

Fuente: La Opinión Austral