El consorcio Cuenca Marina Austral 1 (CMA 1) integrado por TotalEnergies, Wintershall Dea y Pan American Energy dio a conocer que comenzó la producción del primero de los tres pozos del proyecto gasífero offshore. La iniciativa demandó una inversión de 700 millones de dólares. Cuando se finalicen los pozos restantes aportará el equivalente al 8% de la producción argentina.
La Secretaría de Energía dio a conocer cuánto gas natural podrá vender cada petrolera hacia Chile durante el próximo verano. También se fijaron los cupos de exportación del invierno de 2025. Aunque se especulaba que Rodríguez Chirillo buscaría avanzar con una mayor liberación del mercado de exportación de gas, finalmente optó por respetar el marco regulatorio vigente, que sobre la base del Plan Gas que reparte ese negocio entre las empresas que más invirtieron durante los últimos años para garantizar el abastecimiento de gas del mercado interno. Novedades en la cuenca Austral.
La estatal Enarsa no abonará ni la cuarta ni la quinta cuota —por unos US$ 500 millones— del esquema de pago por adelantado que había convenido en enero con tres proveedores de LNG. En lugar de eso, está renegociando que cada buque de LNG se abone 4 días antes de su arribo al país. Con el diario del lunes, la estrategia de comprar a precio fijo devino en fallida porque el Estado pagó un precio del gas más alto que el actual.
Se trata de BP, Vitol y Total. Cada una de ellas tendrá a su cargo 10 buques. Los precios se ubican cerca de los US$ 20 por millón de BTU. Los buques deberán arribar entre el 15 de marzo y el 5 de agosto de este año.
La producción de gas y petróleo no convencional de Vaca Muerta alcanzó récords históricos en el mes de mayo. En ambos casos, el incremento en producción fue de alrededor de 60% en comparación con mayo de 2021. Cuáles son las áreas y las compañías con mejor rendimiento.
El gobierno otorgó una prórroga anticipada de 10 años para el plazo de explotación offshore en la Cuenca Marina Austral, frente a la costa de Tierra del Fuego. Se trata de concesiones desde donde se produce el 16,7% del gas natural del país. La prórroga es condición necesaria para que avance el proyecto de gas natural Fénix.
La compañía con mayoría accionaria estatal presentó el estudio de impacto ambiental (EIA) para la adquisición de sísmica 3D en un nuevo bloque de la Cuenca Argentina Norte. Se trata del área CAN 102, frente a las costas de la provincia de Buenos Aires, al límite con aguas de Uruguay.
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.
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.
La compañía resolvió de forma casi unánime cambiar la denominación de Total a TotalEnergies, reflejando -de ese modo- su transformación estratégica en una empresa multienergética.
