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El gas no convencional ya representa un 50% de la producci贸n total del hidrocarburo en la Argentina

24/09/2021 | HIDROCARBUROS | Actualidad | 449 lecturas | 6 Votos



La producci贸n no convencional en julio alcanz贸 41 MMm3/d en el caso del shale gas y 24 millones para el tight, mientras que la producci贸n de campos convencionales se mantuvo en 66 MMm3/d.




Las cifras detalladas empresa por empresa, cuenca por cuenca y las estimaciones de precios. La producci贸n de gas no convencional 鈥攕hale y tight gas鈥 cubri贸 en julio un 50% la oferta total del fluido a nivel nacional. En rigor, la extracci贸n de gas en todo el pa铆s alcanz贸 en julio un promedio de 131 millones de metros c煤bicos por d铆a (MMm3/d), de los cuales la mitad 鈥攗nos 65 MMm3/d铆a鈥 provino de yacimientos de shale gas en Vaca Muerta y de arenas compactas en la cuenca Neuquina y en la cuenca Austral. 

As铆 se desprende de un reporte de estad铆sticas del sector gas铆fero elaborado por la consultora Econom铆a y Energ铆a. La producci贸n no convencional en julio alcanz贸 los 41 MMm3/d para el shale gas y los 24 MMm3/d para el tight, un 5,9% por encima del desarrollo de junio con un 17,3% de variaci贸n interanual. Mientras tanto, la producci贸n de campos convencionales se mantuvo en 66 MMm3/d en julio de este a帽o, tan solo un 0,2% por encima del mes pasado, aunque un 8% por debajo de julio del 2020. Como indica el informe, julio cerr贸 con 18 pozos productivos de explotaci贸n de gas terminados, 7 de shale y 8 de tight gas. 

Empresa por empresa 

Seg煤n el criterio operador, la producci贸n de gas de YPF en julio del 2021 fue de 37,2 MMm3/d铆a, de los cuales 13,8 millones corresponden a la explotaci贸n de shale gas. Los indicadores de la compa帽铆a la posicionaron un 11,1% arriba versus julio del 2020 y un -17,4% respecto del mismo mes del 2019. La francesa Total produjo 31,2 MMm3/d (4,1 en shale), es decir un -8,3% por debajo del 2020 y un -14,4% por debajo del 2019. Tecpetrol, el brazo petrolero del Grupo Techint, report贸 una producci贸n de 17,4 MMm3/d (14,5 en shale), superando en un 5,1% la marca de julio del 2020 y un -5,9% por debajo de julio del 2019. Pan American Energy (PAE) produjo 13,6 MMm3/d (2,7 en shale), con una variaci贸n del 5% versus julio del 2020 y del -7,9% versus julio del 2019. Se trata de la 煤nica compa帽铆a que registr贸 una cifra negativa del -2,6% versus junio del 2021 en lo que respecta a la producci贸n total de la firma. 

Pampa Energ铆a produjo en julio 7,6 MMm3/d con un incremento positivo del 18,6% y del 28,8% comparado con el mismo per铆odo del a帽o pasado y del 2019 respectivamente. Por su parte, Pluspetrol aport贸 3,7 MMm3/d de producci贸n de shale gas, superando en un 37,5% la marca de julio del 2020. Cuenca por cuenca El m谩ximo nivel de producci贸n se registr贸 en la explotaci贸n de shale y tight gas en la cuenca Neuquina con 61,5 MMm3/d, lo que implica un incremento del 17,5% respecto de julio del 2020. 

Le sigue la cuenca Austral con 29,8 MMm3/d, la explotaci贸n convencional en la cuenca Neuquina con 23,9 MMm3/d, la cuenca del Golfo San Jorge con 11 MMm3/d, la cuenca del NOA con 4,2 MMm3/d y la cuenca Cuyana con 0,1 MMm3/d.   Precios del gas natural Tal como indica el gr谩fico el precio local del gas natural cerr贸 en US$ 2,7 por mill贸n de BTU (MMBTU) y el Henry Hub (precio de referencia del mercado spot estadounidense) fue de US$ 3,1 por MMBTU. El gas boliviano arroj贸 un precio de US$ 6 por MMBTU y el Gas Natural Licuado (GNL) cerr贸 en US$ 7,6 d贸lares por MMBTU en julio del a帽o corriente. Las estimaciones indican que para octubre de este a帽o el precio del Henry Hub ser谩 de US$ 5,3 por MMBTU. Asimismo, el TTF (Title Transfer Facility) trepar谩 a US$ 22,8 por MMBTU y el precio del JKM (Japan Korea Marker) alcanzar谩 los US$ 18,9 por MMBTU.

Fuente: Econojournal

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