En dicho mes, la producción total de gas natural fue de 127 MMm3/d y el aumento del 21,9% de la producción de shale gas respecto del mismo período del año pasado. Con esto se logró compensar la declinación natural del -8,3% de los yacimientos convencionales.

Hubo una variación interanual del 0,8% respecto de junio del 2020, aunque comparado con el mismo mes de 2019 la oferta sigue un 9,3% por debajo de esos valores. Esta es una de las estadísticas del sector gasífero elaboradas por Economía y Energía, una de las principales consultoras energéticas del país.

El aumento del 21,9% de la producción de shale gas desde Vaca Muerta registrado en junio, respecto del mismo período del año anterior, logró compensar la declinación natural del 8,3% de los yacimientos convencionales a nivel nacional. De los 127 MMm3/d producidos en junio, 66 millones llegaron desde campos convencionales, 38 millones desde explotaciones de shale gas y 23 millones a la de tight gas. Es decir,  la participación del gas no convencional sobre la producción total fue del 48 por ciento.

“La producción de gas se recuperó en junio y julio. Es difícil alcanzar el pico de junio de 2019, porque ese record de oferta coincidió también, paradójicamente, con el cierre de pozos por parte de varias empresas porque no existía demanda para colocar toda la producción”, explica un directivo del sector.

Según los datos de Economía y Energía, la producción de gas de YPF en junio del 2021 fue de 35,7 MMm3/día, de los cuales 11,9 millones corresponden a la explotación de shale gas. Los indicadores de la compañía controlada por el Estado la posicionaron un 7,1% arriba versus junio del 2020 y un 18,5% por debajo respecto del mismo mes del 2019. La francesa Total produjo 30,7 MMm3/d, un 10,7 por debajo del 2020 y un 11,3% por debajo del 2019. Tecpetrol, el brazo petrolero del Grupo Techint, reportó una producción de 16,4 MMm3/d (13,8 en shale), superando en un 9,5% la marca de junio del 2020 y un 10,5 por detrás de junio del 2019.

Pan American Energy (PAE) produjo 14 MMm3/d (2,9 en shale), con un cambio del 4,4% contra el 2020 y del -3,7 versus el 2019. Del mismo modo, Pampa Energía produjo 6,8 MMm3/d con un incremento del 19,6% y del 17,3% comparado con los períodos del año pasado y del 2019 respectivamente. Pluspetrol aportó 3,4 MMm3/d de producción de shale gas.

La mayor producción se registró en la explotación de shale y tight gas en la cuenca Neuquina con 58 MMm3/d, lo que implica un incremento del 13,2% respecto de junio del 2020. Secunda Austral con 29,5 MMm3/d, la explotación convencional en la cuenca Neuquina con 24 MMm3/d, la cuenca del Golfo San Jorge con 11,1 MMm3/d, la cuenca del NOA con 4,2 MMm3/d y la cuenca cuyana con 0,1 MMm3/d que implicó un aumento del 8,8% a comparación del período anterior.

Para pasar en limpio, solo el no-convencional de la cuenca Neuquina y el gas de la cuenca Cuyana suscitaron variaciones positivas mientras que las otras formaciones mantuvieron niveles de producción que oscilan entre un -1,5% y un -9,8% por debajo de las cifras de junio del 2020.

El precio local cerró en 2,7 dólares por millón de BTU (MMBTU) y el Henry Hub (precio de referencia del mercado spot estadounidense) fue de 3,3 dólares por MMBTU. El gas boliviano arrojó un precio de 5,3 dólares por MMBTU y el Gas Natural Licuado (GNL) cerró en 7,6 dólares por MMBTU en julio del año corriente.

De acuerdo a las proyecciones estimadas por Economía y Energía, en noviembre del 2022 el Henry Hub tendrá un precio cercano a los 3,6 dólares por MMBTU. El TTF (Title Transfer Facility) se ubicará en los 9,9 dólares y el JKM (Japan-Korea-Market) rondará los 11,7 dólares, lo que parece marcar un aumento generalizado de los precios de la canasta de combustibles importados que consume el país.