Cuencas maduras en retroceso
La CEPH advierte sobre riesgos estructurales en el sector de refinación por el declino del crudo pesado
La caída de la producción en cuencas maduras podría requerir más importaciones, afectando la balanza comercial y el precio local.
El sistema de refinación argentino opera al límite de su capacidad adaptativa ante cambios estructurales en la producción de hidrocarburos.
Según el último informe de la Cámara de Exploración y Producción de Hidrocarburos (CEPH), la creciente participación del crudo liviano de la Cuenca Neuquina no alcanza a compensar el declino del crudo pesado proveniente de cuencas maduras, como la del Golfo San Jorge, sin una transformación sustancial en la infraestructura de refinación nacional.
La CEPH advierte que el sistema fue diseñado décadas atrás con una matriz de carga orientada a procesar una proporción significativa de crudo pesado. "Modificar esta configuración requeriría inversiones de magnitud, hoy ausentes, y sin las cuales, sería necesario importar crudo pesado para sostener el abastecimiento, con impacto negativo en la balanza comercial energética y potencial traslado a los precios internos de los combustibles", explican desde la entidad.
El informe también señala que la declinación productiva de gas natural en cuencas convencionales —como el Golfo San Jorge, la Cuenca Austral y el Noroeste— representa un riesgo adicional para la seguridad energética.
La Cuenca Neuquina tiene el potencial de compensar estos déficits, pero las limitaciones en el sistema de transporte lo impiden.
Esta situación- según la CEPH- obliga al sistema a importar gas natural y combustibles líquidos, lo que incrementa los costos operativos. A nivel regional, la producción en el Golfo San Jorge y en la Cuenca Austral sigue siendo clave para abastecer tanto la Patagonia como el área metropolitana de Buenos Aires.
"Sin esos volúmenes, serían necesarias inversiones urgentes en redes troncales, como el gasoducto San Martín, para garantizar el suministro", detallan.
En el Noroeste argentino, la caída de la producción local derivó en la reversión del Gasoducto Norte y la necesidad de mantener importaciones desde Bolivia o el norte de Chile, especialmente en los picos de consumo invernal.
La CEPH contextualiza este escenario dentro de un marco comercial energético más amplio. Desde 2011, la balanza energética fue deficitaria por la combinación de caída en la producción e incremento sostenido del consumo local. Esta dinámica obligó a importar combustibles y limitar exportaciones.
No obstante, los últimos años mostraron mejoras. En 2024, Argentina logró un superávit comercial energético de casi U$S 5.700 millones, gracias al aumento de la producción local, especialmente de gas natural y crudo exportable, que alcanzó ventas por U$S 5.473 millones, incluyendo más de U$S 1.900 millones provenientes de yacimientos convencionales.
Este dato resalta que los hidrocarburos convencionales, aún en declino, siguen siendo estratégicos para el equilibrio externo. Sin medidas estructurales para sostenerlos o reemplazarlos, el país podría volver a escenarios de déficit energético, con consecuencias macroeconómicas.
