Daniel Gerold: "las perspectivas para el sector oil & gas en los próximos dos años son excelentes"

En su informe sobre el Mercado Energético Argentino, Daniel Gerold, presidente de G&G Energy Consultants, hizo un repaso por los temas más importantes de la industria: demanda de combustibles; perspectivas sobre las hidroeléctricas regionales; la oferta y demanda eléctrica y de gas natural; el proyecto Fénix; y la producción de petróleo y gas en octubre de 2024.

Sobre este último punto el cálculo de la producción que hace la consultora es de 749.958 bbls/d en octubre, con incremento interanual de 12,2% en octubre 2024 y 0,4% mensual respecto a septiembre.

Según las cifras de G&G Energy Consultants,en el Golfo San Jorge se produjeron 193.889 bbls/d. La producción de  la Cuenca Cuyana promedió 15.586 bopd, con declinación interanual de 6,5% y 1,3% mensual. En la Cuenca Austral, la producción en yacimientos fue 15.095 bbls/d con reducción interanual de 1.8%; más 5.9% mensual por la contribución del primer pozo de Fénix.

En tanto, la producción de petróleo y condensado en Cuenca Noroeste promedió solo 3.598 bbls/d con el cierre casi total del pozo Los Blancos x-20018, con reducción interanual de 21% interanual (-2,9% mensual a pesar del ingreso a producción de dos pozos en Campo Durán).

La producción de la Cuenca Neuquina fue de 521.791 bbls/d, con incremento interanual de 21,6% y mensual de solo 0,1%, tras lo incrementos importantes en agosto y en septiembre.

Con respecto a la producción de gas natural, el informe de G&G Energy Consultants revela que durante el mes de octubre de 2024 aumentó 5,7% interanual, y se redujo 9,5% respecto a septiembre al finalizar el período invernal en Patagonia. La producción bruta promedió 133,1 MMm3/d a poder calorífico real. El máximo volumen bruto producido en la Argentina fue en agosto 2003 con 159,7 MMm3/d.

Gerold explicó que la producción aumentó por tres factores principales respecto a octubre de 2023: mayor producción en cuenca Austral y Neuquina; finalización de importaciones desde Bolivia; y mayor despacho termoeléctrico. Estos factores contrarrestaron la reducción de exportaciones a Chile Central, por mayor oferta hidroeléctrica.

Los datos reflejan que en la Cuenca Austral la producción aumentó 2,9%, con promedio de 25,95 MMm3/d por el volumen aportado por el primer pozo de Fénix, que llega a su máximo en noviembre.

Por su parte, la producción bruta en la Cuenca Neuquina aumentó 8,7% en octubre, con 93.00 MMm3/d. "Estimamos que en algunos fines de semana de noviembre, la producción bruta de cuenca Neuquina se situó 37 MMm3/d por debajo del máximo diario anual aun cuando este máximo fue inferior al potencial debido a la demora de las plantas compresoras de ENARSA", señaló Gerold.

Asimismo, la producción de shale gas aumentó 12,9% interanual en octubre, con 64,8 MMm3/d que se compara con el máximo de 84 MMm3/d en agosto.

En opinión del especialista, las perspectivas para 2025-2027 en Oil & Gas son excelentes, principalmente por la finalización de las dos plantas compresoras de ENARSA sobre el nuevo gasoducto que permitirán mayor suministro de gas local en el invierno 2025.

"La reversión del gasoducto Norte permitirá cuando se finalice plenamente la reversión de las cuatro plantas compresoras, un abastecimiento mayor en invierno a consumidores de las regiones Centro y Noroeste", dijo, aunque aclaró que "la demora en finalización de la Planta Compresora de Mercedes es preocupante, porque esta obra es indispensable para maximizar en meses de verano el traspaso de gas sin mercado de tramos finales de TGS a tramos finales de TGN, y abastecer a los grandes ciclos combinados y centrales de cogeneración en Litoral".

Gerold  se refirió además al Decreto 1060/2024 emitido por el Ministerio de Economía declarando de Interés Público la Iniciativa Privada presentada por TGS para incrementar en 15 MMm3/d – o 19 MMM3/d en alguna variante – la capacidad de transporte del nuevo gasoducto.

"Esto permitirá no solo contar con el traspaso de gas de tramos finales a TGN, sino también poder realizarlo en invierno con este incremento adicional que funcionaría potencialmente durante todo el año. Creemos que la propuesta es económica y de un monto de inversión relativamente reducido para el beneficio que puede tener incluyendo efectos positivos colaterales para exportación futura, al liberar capacidad de transporte sobre otros gasoductos", subrayó.

Y potencialmente, agregó que "podría aumentarse la interconexión entre tramos finales de Buenos Aires y de Litoral entre TGS y TGN, que respalde futuras exportaciones de gas - o más simple aún, de electricidad – al sistema de Brasil".