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Cómo rindieron las áreas shale en la previa del Plan Gas

Son siete las empresas que tienen proyectos relevantes en Vaca Muerta. Las productoras de gas y el gobierno discuten un esquema de estímulos por cuatro años.

Mientras se mantiene la discusión por la letra fina del Esquema Gas 2020/2024, la producción de shale gas en las principales áreas de Vaca Muerta se sostiene pese a la caída de las inversiones del último año y el efecto de la pandemia del COVID-19. En este repaso se puede observar quiénes conducen los proyectos más destacados y que pueden ser parte esencial del incremento de la producción gasífera que pretende el gobierno nacional.

Ecolatina realizó un análisis histórico de las áreas y remarcó que "La curva de crecimiento del shale gas hasta el año 2019 en Argentina es impactante, luego se estabilizó por la falta de inversión". Así puede verse en el gráfico que adjunta esta nota, correspondiente al informe mensual de energía de la consultora. "Varios proyectos de baja producción vienen creciendo fuerte en el último año", plantea en el apartado sobre shale gas.

Además, el informe de Ecolatina indica que hay siete empresas haciendo proyectos relevantes de shale gas en la formación Vaca Muerta: YPF, Tecpetrol, Total Austral, Pan American Energy, ExxonMobil, Pluspetrol y Pampa Energía. Entre todas aportan 31,5 millones de metros cúbicos por día (MMm3/d) en junio último y el promedio de caída de la producción interanual fue del 4%.

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Fortín de Piedra no sólo es el área estrella del shale gas y el principal proyecto de Tecpetrol en Vaca Muerta, sino que representa más de un tercio de la producción total entre todos los grandes proyectos. En junio último, la producción alcanzó 12,4 MMm3, de acuerdo a Ecolatina siguiendo datos de la Secretaría de Energía de la Nación. Pero llegó a tener 17,5 MMm3 y la operadora amplió las instalaciones del yacimiento con vista al futuro.

En un segundo lugar está Aguada Pichana Este, un área que administra la francesa Total. En junio produjo 4,5 MMm3/d, que significó una caída del 2% interanual. Esta compañía además de pisar fuerte en Vaca Muerta tiene un portfolio importante en la Cuenca Austral, desde donde alimenta el Gasoducto General San Martín para abastecer a gran parte del país y la Ciudad de Buenos Aires. Por eso también el interés en que el nuevo plan gas contemple las inversiones en el offshore con un plazo mayor, debido a sus complejidades técnicas y geológicas.

Pluspetrol invirtió en el redescubrimiento de La Calera, se convierte en la tercera área con más producción del país. Los datos oficiales de la Secretaría de Energía de la Nación indican que produjo 2,7 MMm3/d en el sexto mes del año. Es de las pocas áreas que tuvieron crecimiento interanual: 1200%, nada menos, puesto que el año pasado producía magramente hasta que Pluspetrol la recuperó.

YPF lidera la región con buena parte de las concesiones y tiene tres proyectos fuertes. El Orejano que gestiona junto a Dow arrojó una producción de 1,3 MMm3/d, después está Loma Campana con 1,3 MMm3/d -detacable para un proyecto de shale oil, por lo que una porción es gas asociado- y Rincón del Mangrullo con 1,8 MMm3/d. En este último área, +e informó sobre el plan de la compañía de inversiones en infraestructura para cuando existan condiciones y la pandemia amortigüe su impacto.

"El shale gas creció impresionantemente en los últimos años por los incentivos recibidos. Sin embargo existen limitantes de evacuación y mercados que están causando la desaceleración en su crecimiento. También hay una gran incertidumbre sobre el precio futuro del gas que viene bajando en los últimos 2 años", apunta el informe de Ecolatina. "Los recursos no convencionales de gas ya representan el 43% de la producción de gas de Argentina", resalta entre sus conclusiones.

Esta semana siguieron las conversaciones entre las productoras y el gobierno nacional en lo que se conoce como Esquema Gas 2020/2024 o Plan Gas 4 y se espera que este viernes se defina la fecha de inicio. La semana que viene habrá una nueva subasta del Mercado Electrónico del Gas (MEGSA), aunque es sabido que en los últimos meses la participación fue menor y el precio promedio fue de 2,50 el millón de BTU.

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