A Argentina pode precisar importar petróleo bruto pesado por volta de 2030 para atender à demanda das refinarias em meio à queda na produção de petróleo e gás convencionais.
Essa foi uma das conclusões de um evento organizado pela Universidade Austral da Argentina para explorar o futuro dos hidrocarbonetos convencionais, os riscos associados e maneiras de aliviar o declínio da produção.
O segmento convencional — já impactado por empresas upstream focadas em ativos de xisto na formação Vaca Muerta — enfrentou um golpe duplo neste ano e parte de 2024: uma queda nos preços do petróleo bruto e aumento dos custos denominados em dólares.
Segundo dados da consultoria local Economía y Energía, a produção de petróleo convencional no ano passado foi de 327.000 barris por dia (b/d), uma queda de 39% em relação à década anterior. A produção de gás foi de 69 milhões de metros cúbicos por dia (Mm³/d), uma queda de 38%.
Petróleo bruto pesado
Entre 2022 e 2024 o volume total de petróleo bruto processado localmente aumentou em 28.000 b/d, mas o volume de petróleo bruto pesado processado caiu em 11.000 b/d.
A produção de petróleo bruto pesado entre janeiro e agosto teve uma média de 185.000 b/d, abaixo dos 204.000 b/d em 2022 e 191.000 b/d em 2024.
A Argentina produz petróleo bruto pesado na bacia do Golfo San Jorge – Escalante – no sul da província de Chubut e no norte da província de Santa Cruz. A Pan American Energy é uma das principais empresas.
O setor de petróleo e gás também é um grande empregador, respondendo por cerca de 13% dos empregos do setor privado — normalmente entre os mais bem pagos — em Chubut e 8,4% na vizinha Santa Cruz.
“Se o volume de petróleo bruto pesado refinado permanecer constante e a produção da bacia do Golfo San Jorge continuar diminuindo na taxa de 2022–2024 (-3,2%), até 2030 será necessário importar petróleo bruto pesado para atender à demanda do mercado local”, disse o diretor da Economía y Energía, Nicolás Arceo, em uma apresentação.
Dadas as especificações técnicas das refinarias argentinas, apenas uma proporção limitada de petróleo pesado pode ser substituída por variantes mais leves, segundo o evento. Vaca Muerta produz Medanito, um petróleo leve.
Visão geral
Arceo disse que o declínio dos convencionais tem impacto nos empregos, na atividade econômica, na arrecadação de impostos, na segurança do fornecimento e nos custos.
As empresas de upstream têm intensificado seu foco em Vaca Muerta, com custos operacionais mais baixos associados ao petróleo e gás não convencionais como impulsionadores.
Segundo dados de agosto do Instituto Argentino de Petróleo e Gás (IAPG), cerca de 65% do petróleo e 67% do gás produzidos eram não convencionais. Em 2014, quase toda a produção de petróleo e gás era convencional.
O investimento em ativos convencionais onshore caiu 22%, para US$ 2,4 bilhões (bi) no ano passado, enquanto os gastos com ativos não convencionais aumentaram 15%, para US$9,7bi, disse a consultoria Aleph Energy em um relatório recente.
Adolfo Storni, CEO da Capex – uma das menores empresas argentinas – afirmou que o país ainda tem “muitas oportunidades” em recuperação de segunda e terciária, e potencialmente em técnicas mais sofisticadas. Emilio Nadra, diretor de negócios da CGC, outra pequena empresa argentina, concorda.
Storni, alertando para o impacto social e econômico nas províncias afetadas, destacou a necessidade de incentivos para apoiar o investimento e, principalmente, margens mais amplas para melhorar o acesso ao financiamento. “Nos últimos anos, a margem diminuiu. Há bacias que perderam entre 10 e 15 pontos de margem.”
Os custos operacionais por barril em ativos convencionais podem variar de US$ 20 a US$ 50, em comparação com US$ 5 a US$ 10 para ativos não convencionais.
Os painelistas se referiram a esquemas de incentivo para ativos maduros, como os dos EUA, para ajudar a manter o fluxo de receitas fiscais e manter uma força de trabalho qualificada.
“Se não houver atividade, a arrecadação de impostos é zero”, disse Arceo.
A maior produtora de petróleo e gás da Argentina, a YPF, pretende sair totalmente do segmento de convencionais até o final do próximo ano, como parte de seu esforço para impulsionar a produção de petróleo e gás de xisto. A política representa um golpe para as províncias fora de Neuquén, onde se concentra a maior parte dos investimentos em Vaca Muerta.
Nadra, que se referiu à competição por capital limitado no país, disse que não há segredo para aumentar a produção.
As províncias, o governo federal, as empresas e os sindicatos precisavam de uma visão única, disse Nadra. “Não é uma questão trivial; é complexa.”
O evento também ouviu que medidas “corretivas” relativamente rápidas poderiam ser implementadas em áreas como o imposto de exportação. Para Chubut, isso se traduziria em uma redução de US$40 milhões em receita tributária, mas os custos sociais e, eventualmente, de fornecimento seriam maiores, segundo o evento.
Em agosto, a CGC produziu 2.672 m³/d (16.806 b/d) de petróleo, o que lhe confere uma participação de mercado de 2%, segundo dados do IAPG. A produção e a participação do investimento em capital foram de 1.921 m³/d e 1%, respectivamente.
Em contraste, a YPF produziu 58.827 m³/d, com uma participação de 45%, seguida pela Pan American Energy com 16.958 m³/d, ou 13%.
A província de Mendoza, que produz principalmente hidrocarbonetos convencionais, alterou as regras de licitação para incluir incentivos de royalties para os produtores. Um leilão de 12 áreas está em andamento.