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Reporte gasífero
El gas no convencional ya representa un 50% de la producción total del hidrocarburo en la Argentina
Jue 23
septiembre 2021
23 septiembre 2021
La producción no convencional en julio alcanzó 41 MMm3/d en el caso del shale gas y 24 millones para el tight, mientras que la producción de campos convencionales se mantuvo en 66 MMm3/d. Las cifras detalladas empresa por empresa, cuenca por cuenca y las estimaciones de precios.
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La producción de gas no convencional —shale y tight gas— cubrió en julio un 50% la oferta total del fluido a nivel nacional. En rigor, la extracción de gas en todo el país alcanzó en julio un promedio de 131 millones de metros cúbicos por día (MMm3/d), de los cuales la mitad —unos 65 MMm3/día— provino de yacimientos de shale gas en Vaca Muerta y de arenas compactas en la cuenca Neuquina y en la cuenca Austral. Así se desprende de un reporte de estadísticas del sector gasífero elaborado por la consultora Economía y Energía.

La producción no convencional en julio alcanzó los 41 MMm3/d para el shale gas y los 24 MMm3/d para el tight, un 5,9% por encima del desarrollo de junio con un 17,3% de variación interanual. Mientras tanto, la producción de campos convencionales se mantuvo en 66 MMm3/d en julio de este año, tan solo un 0,2% por encima del mes pasado, aunque un 8% por debajo de julio del 2020. Como indica el informe, julio cerró con 18 pozos productivos de explotación de gas terminados, 7 de shale y 8 de tight gas.

Fuente: Economía y Energía

Empresa por empresa

Según el criterio operador, la producción de gas de YPF en julio del 2021 fue de 37,2 MMm3/día, de los cuales 13,8 millones corresponden a la explotación de shale gas. Los indicadores de la compañía la posicionaron un 11,1% arriba versus julio del 2020 y un -17,4% respecto del mismo mes del 2019.

La francesa Total produjo 31,2 MMm3/d (4,1 en shale), es decir un -8,3% por debajo del 2020 y un -14,4% por debajo del 2019.

Tecpetrol, el brazo petrolero del Grupo Techint, reportó una producción de 17,4 MMm3/d (14,5 en shale), superando en un 5,1% la marca de julio del 2020 y un -5,9% por debajo de julio del 2019.

Pan American Energy (PAE) produjo 13,6 MMm3/d (2,7 en shale), con una variación del 5% versus julio del 2020 y del -7,9% versus julio del 2019. Se trata de la única compañía que registró una cifra negativa del -2,6% versus junio del 2021 en lo que respecta a la producción total de la firma.

Pampa Energía produjo en julio 7,6 MMm3/d con un incremento positivo del 18,6% y del 28,8% comparado con el mismo período del año pasado y del 2019 respectivamente.

Por su parte, Pluspetrol aportó 3,7 MMm3/d de producción de shale gas, superando en un 37,5% la marca de julio del 2020.

Cuenca por cuenca

El máximo nivel de producción se registró en la explotación de shale y tight gas en la cuenca Neuquina con 61,5 MMm3/d, lo que implica un incremento del 17,5% respecto de julio del 2020.

Le sigue la cuenca Austral con 29,8 MMm3/d, la explotación convencional en la cuenca Neuquina con 23,9 MMm3/d, la cuenca del Golfo San Jorge con 11 MMm3/d, la cuenca del NOA con 4,2 MMm3/d y la cuenca Cuyana con 0,1 MMm3/d.  

Precios del gas natural

Tal como indica el gráfico el precio local del gas natural cerró en US$ 2,7 por millón de BTU (MMBTU) y el Henry Hub (precio de referencia del mercado spot estadounidense) fue de US$ 3,1 por MMBTU. El gas boliviano arrojó un precio de US$ 6 por MMBTU y el Gas Natural Licuado (GNL) cerró en US$ 7,6 dólares por MMBTU en julio del año corriente.

Las estimaciones indican que para octubre de este año el precio del Henry Hub será de US$ 5,3 por MMBTU. Asimismo, el TTF (Title Transfer Facility) trepará a US$ 22,8 por MMBTU y el precio del JKM (Japan Korea Marker) alcanzará los US$ 18,9 por MMBTU.

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