Mientras que si a Total se le resta el volumen correspondiente a sus socios, cae al quinto puesto del ranking, ya que es la encargada de operar importantes yacimientos en Vaca Muerta y en el offshore de la Cuenca Austral, donde su participación está repartida con petroleras como YPF, Pan American Energy (PAE) y Wintershall.

Tecpetrol, la compañía del Grupo Techint, que lidera Paolo Rocca, fue la tercera operadora que más gas produjo en septiembre, con 13,4 MMm3d, la mayoría proveniente de Fortín de Piedra, el yacimiento de shale gas estrella de Vaca Muerta. Operó el 10,87% de la producción del país.

Mientras que PAE, con el 10,68% y 13,1 MMm3d, se ubicó en el cuarto lugar. La empresa que dirige la familia Bulgheroni también es la segunda productora de petróleo del país, segmento que lidera YPF.

El quinto escalón lo ocupó Pampa Energía, la petrolera del holding energético que preside Marcelo Mindlin, con el 5,28% de la producción gasífera operada y 6,4 MMm3d, la mayoría extraídos de yacimientos neuquinos.

Yacimientos en baja

Los yacimientos gasíferos muestran en los últimos meses una fuerte declinación luego de más de un año en que los pozos nuevos se redujeron a la mínima expresión por la caída de los precios domésticos.

En septiembre, la producción de gas se redujo un 11% en relación con el mismo mes del año pasado.

Ese contexto obligó al gobierno nacional a lanzar el nuevo Plan Gas para garantizar el abastecimiento de la demanda prioritaria durante el pico de consumo del próximo invierno, reactivar la actividad de perforación y evitar una mayor sangría de dólares en importaciones de GNL, en un momento de fuerte restricción externa para la Argentina.

Se estima que el programa permitirá ahorrar divisas por unos 5600 millones dólares.

Las cuencas Neuquina y Austral concentran casi el 90 por ciento de la producción de gas del país. La primera, con el 61,16% del total, tiene el mayor potencial y cuantiosos recursos por la presencia de Vaca Muerta, cuya producción creció exponencialmente en los últimos tres años.

Mientras que la Cuenca Austral presenta grandes oportunidades en el offshore. Ambas cuestiones fueron recogidas por el Plan Gas, más allá de que se busca reactivar todas las zonas gasíferas del país.

Por un lado, mientras que el esquema llega hasta 2024 para las inversiones en yacimientos onshore, otorga una extensión de 8 años de los beneficios para los proyectos costa afuera, cuyo desarrollo demanda más tiempo. Y por otro, comprende las posibilidades que presenta Vaca Muerta al establecer para la cuenca Neuquina un cupo de 47,2 millones de m3 diarios de gas, sobre un total de 70 MMm3d que se licitarán en la subasta de diciembre.

La curva de crecimiento del shale gas hasta el año pasado fue explosiva y puso al límite el sistema de transporte desde Neuquén. No solo se pudo volver a exportar a Chile luego de un década, sino que algunas empresas debieron cerrar pozos por la falta de demanda en verano.

Luego, la producción se estabilizó y en los últimos meses comenzó a descender por la caída de las inversiones que se produjo como consecuencia del descenso de precios.

En septiembre, la producción no convencional (shale y tight) -que representa el 43% del total- disminuyó más que la convencional: se redujo 14,6% con respecto al mismo mes de 2019 y un 2,1% en el acumulado de los últimos doce meses.

Gran parte de esa caída obedece al descenso interanual del 19,5% que presentó Fortín de Piedra, el principal yacimiento gasífero de Vaca Muerta.

Fuente: Más Energía.