gas

Gas convencional, shale y los desafíos

El declino del gas en campos maduros a nivel nacional está acelerándose. El shale repunta pero tiene problemas con la infraestructura.

Con el crecimiento de la producción gasífera en Neuquén, en buena medida gracias al Plan Gas.Ar, un problema empieza a hacerse más visible: ¿compensa el shale gas de Vaca Muerta la caída del convencional? ¿Seguirá declinando el gas de los yacimientos maduros? Este será uno de los grandes desafíos para la Argentina si el objetivo es dejar de tener déficit de suministro, en particular durante el invierno.

En las negociaciones por la ley de fomento de inversiones hidrocarburíferas, el Plan Gas.Ar es institucionalizado. Entre ellos, si es que en el Congreso le dan aceptación a la redacción del proyecto que presentó el presidente Alberto Fernández esta semana, la posibilidad de exportación en firme de la producción incremental.

La producción nacional de gas natural, de acuerdo a los datos de julio último, alcanzó los 130,7 millones de metros cúbicos por día (MMm3/d). La provincia de Neuquén aportó 78,1 MMm3/d (59,75 del total nacional) y específicamente de Vaca Muerta se produjo 41,5 MMm3/d (más de la mitad de la producción neuquina y el 31,7% del total nacional).

“Creo que el shale es lo que posibilita que el Plan Gas tenga éxito. Si usted tuviera que basarse en gas convencional no hubiese podido desarrollar los volúmenes incrementales realizados entre diciembre y mayo. Gracias al shale, se pudo desarrollar el Plan Gas”, analizó José Luis Sureda, ingeniero químico y ex secretario de Recursos Hidrocarburíferos de la Nación.

“Un proyecto como Fenix en Cuenca Marina Austral, contemplado en el plan gas, es un desarrollo para la oferta del gas convencional incremental. En Santa Cruz hay un potencial importante en la zona suroeste que es muy interesante. El problema es que esos desarrollos de gas necesitan más tiempo para contar con la producción donde no hay la velocidad de obtener oferta incremental, que si hay en el no convencional, no es eficiente para un plan que tiene resultados de cortísimo plazo”, expresó Sureda ante la consulta de +e.

El contexto del COVID-19 y las cuarentenas para no colapsar el sistema sanitario significaron una fuerte caída de la demanda de petróleo y gas, cuya actividad la industria recuperó rápidamente y apalancó con el Plan Gas.Ar. “La pandemia significó un derroche de tiempo y una oportunidad preciosa para Argentina. Otra más que Argentina desaprovechó porque deberíamos estar en el hacer cosas y no en planear”, agregó Sureda en el diálogo con este suplemento.

El 75% de la producción de gas natural (Convencional + Tight) declina 8,5% anual. “En la formación Vaca Muerta, Tecpetrol redujo su producción anual 4,6% mientras que la producción de YPF fue 16,4% acumulada anual menor. Por otra parte, Total mantiene prácticamente invariante su producción en Vaca Muerta durante los últimos doce meses con una reducción de sólo 0,3% acumulada anual”, subraya el informe de tendencias del Instituto Argentino de la Energía “General Mosconi”.

Según el presidente de YPF, Pablo González, el Plan Gas.Ar permitió que la empresa de mayoría accionaria estatal pase de 30 a 33 MMm3/d. Fue en declaraciones luego de la presentación de la ley de promoción de inversiones en la Casa Rosada, donde estuvo junto a otros CEO y presidentes de compañías del sector hidrocarburífero.

“La inversión en exploración es muy baja y, por lo tanto, la producción indefectiblemente va a seguir en declino. Dicho de otra manera: si no explorás y no perforás, en algún momento la producción va a caer”, apuntó Julián Rojo, economista del IEA Mosconi.

La producción de gas podrá acomodarse de la mano del Plan Gas.Ar y de las obras como un nuevo gasoducto troncal. No obstante, las importaciones este último invierno fueron a los precios más altos registrados en los últimos años. Por caso, el GNL tuvo un precio promedio de u$s 8,33 por millón de BTU en 2021. En tanto que el gas importado por gasoductos de Bolivia (y marginalmente de Chile) tuvo un precio de importación de u$s 5.92 MMBTU para julio de 2021.

plan gas gasoducto.jpg

> Las mayores productoras

Los principales yacimientos de gas natural de Neuquén son Fortín de Piedra (Tecpetrol), El Mangrullo (Pampa Energía) y Loma La Lata y Rincón del Mangrullo (ambos de YPF). El bloque de Tecpetrol significa el 11% de la totalidad de la producción del país con sus 13,8 MMm3/d.

No obstante, el segundo yacimientos más importante a nivel país es el de Cuenca Marina Austral, donde está el proyecto Fenix, a cargo de TotalEnergies. La iniciativa tiene un conjunto de socios que incluye a Wintershall Dea y Pan American Energy, convirtiéndose así en uno de los proyectos más ambiciosos de gas natural de la Argentina y con el desafío de ser en el mar de la Cuenca Austral, en las costas de la isla de Tierra del Fuego.

El global de concesiones que tiene Fénix representa nada menos que el 7% de la producción gasífera del país, con 9,7 MMm3/d. Los últimos datos dan cuenta de un declino, por lo que la propuesta del consorcio de empresas fue apalancar los trabajos a través del programa de estímulos del Plan Gas.Ar y así poder desembolsar entre 800 y 1000 millones de dólares en inversiones.

En esta nota

Comentarios