El gas del offshore espera incrementar su participación este invierno

A las puertas del invierno, toda molécula adicional que pueda sumarse al sistema permitirá un ahorro al fisco en importaciones de Gas Natural Licuado y combustibles líquidos, por lo cual el aporte del flujo que pueda dar el offshore en los próximos meses se hará sentir ya con la reciente entrada en operación de la nueva plataforma Fénix, ubicada frente a las costas de Tierra del Fuego.

Apenas como referencia, de acuerdo a los últimos datos disponibles, en el primer cuatrimestre del año la producción aguas adentro del extremo sur alcanzó unos 21,7 millones de metros cúbicos diarios (MMm3/d), y en abril fue prácticamente lo mismo con 21,3 MMm3/d.

Es decir que el offshore aportó en el cuarto mes del año el 15,7% del total nacional, que alcanzó los 136,5 MMm3/d, una participación que año a año se va disminuyendo por el crecimiento acelerado que está mostrando el shale gas de Vaca Muerta.

Allí la producción gasífera está en manos del consorcio de empresas encabezado mayoritariamente por TotalEnergies, junto a Pan American Energy y Wintershall, con 19,5 MMm3/d, y por la chilena ENAP, que está formalizando su desinversión en el país, con 1,8 MMm3/d, de acuerdo a cifras de la Secretaría de Energía.

En la comparación interanual, este año la Cuenca está aportando desde el offshore un 22% más de gas que en abril del año pasado, y se espera que cuando la demanda aumente, la diferencia sea más notoria con la puesta en producción a comienzos de enero de la plataforma Fénix, un desarrollo en el cual el consorcio de Total invirtió u$s700 millones.

Actualmente, los yacimientos más productivos son Fénix, Carina, Orion Norte y Oeste, con unos 17,4 MMm3/d, a lo que se suma el aporte menor de áreas como Cañadón Alfa, Aries, Hidra, Vega Pléyade y Kraus, que complementan el total mensual de 21,3 MMm3/d.

En particular en los meses del pico, Total no podría aportar mucho más de 23 MMm3/d debido a la capacidad de su planta de tratamiento onshore, desde donde inyecta su producción al Gasoducto San Martín, que se extiende hasta el corazón de la provincia de Buenos Aires.

El offshore tuvo una producción total en 2024 de 50.729 millones de metros cúbicos, es decir, un promedio de 17,7 MMm3/d. El mejor mes en términos de producción fue octubre, con un promedio de 19,5 MMm3/d, aunque todavía lejos del récord de 26 MMm3/d de julio de 2019.

No obstante, ese récord puede recuperarse y superarse cuando estén a pleno los tres pozos horizontales del Proyecto Fénix, la sexta plataforma que tiene el consorcio en el Mar Austral, y cuyo aporte sería equivalente al 8% de la producción argentina, de acuerdo a las compañías involucradas.

A lo largo de los últimos seis años, la producción de gas natural se expandió a una tasa anual acumulativa del 0,9%, en tanto que la producción de shale gas traccionó la expansión al crecer al 15,4% anual acumulativo en dicho período.

De acuerdo a un informe de la consultora especializada Economía y Energía (EyE), la participación del shale gas sobre la producción total de gas natural pasó del 23% en 2019 al 50% durante los primeros meses del corriente año.

El aumento de la producción en la Cuenca Neuquina a lo largo de los últimos años estuvo limitado por la disponibilidad de capacidad de transporte. En este sentido, la culminación del gasoducto Perito Moreno permitió incrementar la producción al expandirse la capacidad desde la cuenca en 21 MMm3/d.

En 2024, la producción total de gas natural en Argentina se incrementó en un 5,1% con relación a 2023. Esto se logró gracias al crecimiento interanual de la producción de shale gas del 20,3%, que más que compensó la caída del convencional y del tight (-6,5% y -6,7%, respectivamente).

Durante el primer cuatrimestre del año, la producción total promedió los 138 MMm3/d, de los cuales 69 MMm3/d correspondieron a shale gas, incrementándose un 14,1% respecto al promedio enero-abril de 2023. Por su parte, la producción convencional creció un 2,4%, mientras que el tight gas se redujo un 19%.