La irrupción temprana de las temperaturas invernales se vio acompañada por un incremento en la producción de gas natural apalancado en el mejor desempeño que reflejaron las principales compañías productoras, en particular las que operan en la Cuenca Neuquina y en la Austral.
Así, de acuerdo a las cifras relevadas por la Secretaría de Energía, las cinco petroleras que más volúmenes de producción de gas ingresan al sistema en las actuales semanas de pico de demanda son YPF, Total, Tecpetrol, Pan American Energy y Pampa Energía.
Datos de mayo
En mayo la producción total de gas alcanzó los 136 millones de metros cúbicos aproximados por día (MMm3/día). Esto es un 12% más que el mismo mes del año pasado.
Con particular desempeño del no convencional que registró la referencia más alta de su historia con 76 MMm3/día. Esto se traduce en un crecimiento del 38% interanual y que representó el 56% del total.
Este desempeño al alza se da en un contexto de incentivo del Plan Gas. No obstante, no alcanza a cubrir la demanda. Esto obliga a la importación del gas de Bolivia en un promedio diario de 13 MMm3/día, del barco regasificador de Escobar por unos 18 mm3/d y el de Bahía Blanca por otros 11,5 MMm3/día.
Pero la capacidad productiva incremental no sólo está dada por Vaca Muerta en la cuenca neuquina, sino también con la producción off shore frente a las costas de Tierra del Fuego. Los datos indican que aporta desde las plataformas marinas un 18% del total de la producción nacional.
Así, en una contraposición de las mejores concesiones de ambas formaciones, las operaciones de Fortín de Piedra y la Cuenca Marina Austral 1 que opera Total, fueron alternando el predominio a lo largo de los primeros cinco meses del año. Y en mayo la CMA1 registró un salto que le permitió alcanzar los 18,7 MMm3/d, frente al 17,9 MM3/d de la concesión no convencional de Tecpetrol.
Del total nacional de 136MMm3/día de producción total, YPF lideró el segmento con 36 MMm3/d provenientes de sus distintas cuencas y áreas; seguida por Total Austral con 30,6 MMm3/d, Tecpetrol 20,1 MMm3/d; PAE 16 MMm3/d y Pampa Energía 9,6 MMm3/d. De acuerdo a esto, las cinco principales productoras de gas representan el 82% de la oferta local.
Producción de cada empresa en Vaca Muerta
En la continuidad de ese análisis se puede rankear las áreas más productivas de cada empresa. En esas áreas se observa un notorio incremento en mayo para acompañar la demanda, con especial desempeño del shale gas neuquino. Así, las áreas de mayor producción en el quinto mes del año fueron en Vaca Muerta:
- la concesión de Fortín de Piedra, en manos de la empresa Tecpetrol con 17,9 MMm3/d
- Aguada Pichana Oeste de PAE con 9,3 MMm3/d
- Aguada Pichana Este operado por Total Energies con 9,2 MMm3/d
- Rincón del Mangrullo de Pampa Energía con 7,4 MMm3/d.
En este punto, YPF tiene sus fuentes más diversificadas en las áreas:
- Rincón de Mangrullo con 6,2 MMm3/d
- Río Neuquén con 4,1 MMm3/d
- El Orejano con 3 MMm3/d
- Aguada de la Arena con 2,5 MMm3/d
- Loma Campana con 2,1 MMm3/d
Cuencas de San Jorge y Austral
En la Cuenca del Golfo de San Jorge, Pan American Energy lidera con 7,2 MMm3/d. A ella le sigue YPF con 2,1 MMm3/día y Sinopec cuyos activos fueron adquiridos por CGC con 1,1 mm2/d
En cuanto a la Cuenca Austral, Total Energies consolida largamente su predominio productivo con 18,7 MMm3/d. Luego aparece la Compañía General de Combustible que alcanzó en mayo los 7,5 MMm3/d con operaciones completamente on shore. La producción en el mar austral a pocos kilómetros de las costas de la isla, el off shore también reconoce la participación de la chilena Enap que alcanzó el mes pasado los 2,8 MMm3/d.
Así, la concesión operada por la petrolera francesa como parte del consorcio con Wintershall y PAE contiene los bloques Carina, Vega Pléyade, Aries y Orión, podría apuntalar la senda de creciente producción, de entrar en desarrollo el esperado proyecto Fénix que, también en el mar austral permitiría sumar unos 10 MMm3/d al sistema.
En el sector se estima que en los próximos cinco años el país debería estar produciendo al menos 170 millones de MMm3/d. Para esto se debe lograr avanzar con la infraestructura necesaria, es decir un aumento de casi el 30% con respecto a la producción actual. Ese escenario creciente permitiría no sólo cumplir el anhelo exportador sino también incrementar la gasificación de la matriz y dar lugar a nuevos proyectos petroquímicos a partir de esa mayor materia prima disponible.