La producción de gas de Vaca Muerta compensó en junio el declino de los campos convencionales en todo el país

Energía 15 de agosto de 2021
En junio, la producción total de gas natural fue de 127 MMm3/d. El incremento del 21,9% de la producción de shale gas respecto del mismo período del año anterior, logró compensar la declinación natural del -8,3% de los yacimientos convencionales.
Vaca Muerta aerea

La producción total de gas natural en junio del 2021 fue de 127 millones de metros cúbicos por día (MMm3/d) a nivel nacional. Esto representó una variación interanual del 0,8% respecto de junio del 2020, aunque comparado con el mismo mes de 2019 la oferta sigue un 9,3% por debajo de esos valores.

Así se desprende de las estadísticas del sector gasífero elaboradas Economía y Energía, una de las principales consultoras energéticas del país.

En concreto, el incremento del 21,9% de la producción de shale gas desde Vaca Muerta registrado en junio (respecto del mismo período del año anterior), logró compensar la declinación natural del 8,3% de los yacimientos convencionales a nivel nacional. De los 127 MMm3/d producidos en junio, 66 millones provinieron desde campos convencionales, 38 millones desde explotaciones de shale gas y 23 millones a la de tight gas. Así, la participación del gas no convencional sobre la producción total fue del 48 por ciento.

«La producción de gas se recuperó en junio y julio. Es difícil alcanzar el pico de junio de 2019, porque ese record de oferta coincidió también, paradójicamente, con el cierre de pozos por parte de varias empresas porque no existía demanda para colocar toda la producción», explicó un directivo del sector consultado por EconoJournal.

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 Fuente: Economía y Energía en base a datos de Secretaría de Energía

Empresa por empresa

Según los datos de Economía y Energía, la producción de gas de YPF en junio del 2021 fue de 35,7 MMm3/día, de los cuales 11,9 millones corresponden a la explotación de shale gas. Los indicadores de la compañía controlada por el Estado la posicionaron un 7,1% arriba versus junio del 2020 y un 18,5% por debajo respecto del mismo mes del 2019.

Por su parte, la francesa Total produjo 30,7 MMm3/d, un 10,7 por debajo del 2020 y un 11,3% por debajo del 2019. Tecpetrol, el brazo petrolero del Grupo Techint, reportó una producción de 16,4 MMm3/d (13,8 en shale), superando en un 9,5% la marca de junio del 2020 y un 10,5 por detrás de junio del 2019.

Pan American Energy (PAE) produjo 14 MMm3/d (2,9 en shale), con una variación del 4,4% versus el 2020 y del -3,7 versus el 2019. Del mismo modo, Pampa Energía produjo 6,8 MMm3/d con un incremento positivo del 19,6% y del 17,3% comparado con los períodos del año pasado y del 2019 respectivamente. Pluspetrol aportó 3,4 MMm3/d de producción de shale gas.

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 Fuente: Economía y Energía

Cuenca por cuenca

La mayor producción se registró en la explotación de shale y tight gas en la cuenca Neuquina con 58 MMm3/d, lo que implica un incremento del 13,2% respecto de junio del 2020.

Le sigue la cuenca Austral con 29,5 MMm3/d, la explotación convencional en la cuenca Neuquina con 24 MMm3/d, la cuenca del Golfo San Jorge con 11,1 MMm3/d, la cuenca del NOA con 4,2 MMm3/d y la cuenca cuyana con 0,1 MMm3/d que implicó un aumento del 8,8% a comparación del período anterior.

Es decir que solo el no-convencional de la cuenca Neuquina y el gas de la cuenca Cuyana suscitaron variaciones positivas mientras que las formaciones restantes mantuvieron niveles de producción que oscilan entre un -1,5% y un -9,8% por debajo de las cifras de junio del 2020.

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 Fuente: Economía y Energía en base a datos de Secretaría de Energía

Precios

Tal como indica el gráfico, el precio local cerró en 2,7 dólares por millón de BTU (MMBTU) y el Henry Hub (precio de referencia del mercado spot estadounidense) fue de 3,3 dólares por MMBTU. El gas boliviano arrojó un precio de 5,3 dólares por MMBTU y el Gas Natural Licuado (GNL) cerró en 7,6 dólares por MMBTU en julio del año corriente.

Según las proyecciones estimadas por Economía y Energía, en noviembre del 2022 el Henry Hub tendrá un precio cercano a los 3,6 dólares por MMBTU. El TTF (Title Transfer Facility) se ubicará en los 9,9 dólares y el JKM (Japan-Korea-Market) rondará los 11,7 dólares, lo que deja entrever un encarecimiento de los precios de la canasta de combustibles importados que consume la Argentina.

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 Fuente: Economía y Energía en base a datos de la Secretaría de Energía, EIA y CME Group.

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