La empresa de datos y análisis señala que los retrasos del plan han hecho que la producción no haya aumentado lo suficiente como para que el país pase el invierno y se vea obligado a importar gas natural licuado (GNL) a precios récord.

"El retraso del Plan Gas IV es una pena, ya que ha introducido algunos cambios positivos. Por ejemplo, los operadores deben comprometerse a suministrar los volúmenes contratados durante un periodo de cuatro años, con la posibilidad de prorrogar los plazos otros cuatro. También hay ahora un precio máximo para cada cuenca, que no debe superar los 3,21 dólares por millón de unidades térmicas británicas (mmbtu) de gas, y el hecho de que los precios de los contratos estén en dólares estadounidenses da más seguridad a los operadores a medio plazo", comentó Svetlana Doh, analista de petróleo y gas de GlobalData.

"De hecho, desde que se inició el plan, las actividades de perforación en la cuenca Neuquina, donde se encuentra el shale de Vaca Muerta, han repuntado y la producción aumentó casi un 19% en el periodo de febrero a junio de 2021. Sin embargo, es demasiado tarde para satisfacer la demanda energética de invierno. La demanda de suministro energético de Argentina sigue estando muy por debajo de su capacidad de producción en lo que respecta al gas natural. Además, se prevé que esta producción disminuya un 3,4% de media en los próximos cinco años." agregó Doh

No es la primera vez que los incentivos se introducen demasiado tarde

En 2016, los incentivos del Gobierno argentino se tradujeron en una mayor producción y un aumento de la oferta interna. En 2018, Argentina había reducido sustancialmente la brecha entre la oferta y la demanda de gas natural y estaba muy entusiasmada con las oportunidades de exportación de GNL. Sin embargo, la producción de gas natural cayó casi un 15% en el mes de marzo de 2020 debido a la pandemia mundial.

En un intento de mantener las operaciones de perforación, el gobierno ofreció un precio garantizado de 45 dólares por barril para los productores de crudo y 3,5 dólares por mmbtu para el gas natural en el upstream.

Doh añade: "El plan anunciado en junio de 2020 no dejó tiempo suficiente para que la producción reaccionara al incentivo. Como los meses de invierno, de junio a agosto, registran la mayor demanda interna de gas, Argentina tuvo que recurrir al GNL importado. Este año el país está experimentando un poco de déjà vu, ya que Argentina se enfrenta de nuevo a la misma situación."

Recurrir al GNL para satisfacer la demanda

El desfase entre la producción y la demanda en 2021 obligará a Argentina a recurrir de nuevo a las importaciones de gas natural para cubrir el vacío durante el invierno. Sin embargo, esta vez, los precios internacionales de importación de GNL se han triplicado.

Doh continúa: "La continua dependencia de la importación de gas ha tenido un efecto perjudicial en la inestable economía argentina, y el gobierno busca constantemente formas de hacer atractiva la producción no convencional para las inversiones que aumenten su producción."

El papel de las fuentes convencionales y no convencionales

Tanto la economía del país como la demanda energética interna dependen en gran medida de la producción de gas natural convencional. Según el Centro de Inteligencia de Petróleo y Gas de GlobalData, la producción de gas natural representa casi el 60% de la oferta global de hidrocarburos en Argentina. Aunque la producción global de gas natural del país está disminuyendo a una media del 3,4% en los próximos cinco años, se prevé que la parte no convencional de la producción crezca un 9%.

Doh añade: "La mayor parte de las reservas de shale del país se concentran en la gran formación de Vaca Muerta. Argentina buscará incentivar aún más los desarrollos de gas natural, incluidos los no convencionales en Vaca Muerta".

Se esperan nuevos descensos de producción en el futuro

Hay dos proyectos previstos en Vaca Muerta que se espera que entren en funcionamiento entre 2021 y 2024: Bajo Del Choique - La Invernada y Parva Negra.

Parva Negra es desarrollado por Pampa Energía, Gas y Petróleo del Neuquén, ExxonMobil y Qatar Petroleum, con una participación del 42,5%, 15%, 29,75% y 12,75%, respectivamente. Se espera que el yacimiento bombee su primer petróleo en 2021 con una tasa de producción máxima de 1,34 mboed en 2023.

El segundo desarrollo, BajoDel Choique - La Invernada, está operado por ExxonMobil con un 63% de participación. El proyecto ha pasado primero por una fase piloto y luego se decidió pasar al desarrollo completo en junio de 2019. Se espera que la tasa de producción máxima se alcance en los primeros años de desarrollo y llegue a casi 52.000 boed.

Doh señala: "Bajo del Choique es uno de los pocos proyectos piloto en Vaca Muerta que está en pleno desarrollo. Sin embargo, la producción combinada de estos dos proyectos apenas compensará la disminución de la producción de los yacimientos maduros, haciendo que la producción total del país disminuya."

Se prevé que la producción de gas natural disminuya a una media del 3,4% en los próximos cinco años para alcanzar los 3.650 millones de pies cúbicos de gas natural al día (mmcfd) en 2025. Esta cifra es un 17,7% inferior a los 4.437 mmcfd observados en 2021.