La compulsa para el aprovisionamiento de Cammesa tuvo apenas 32 propuestas por 27,1 millones de metros cúbicos
FERNANDO CASTRO
El gobierno nacional busca estimular a través de un subsidio a empresas la producción de gas. La iniciativa, que trata de garantizar la demanda interna en el corto y mediano plazo, regiría para todas las cuencas productoras del país, de acuerdo a lo que informó en el Senado. De este modo tratar de no pasar sobresaltos y evitar una caída de la producción que podría sentirse hacia el 2021.
La medida, que sería oficializada con empresas productoras la semana próxima, rompe con un largo silencio oficial sobre un tema central del sector energético.
Pero, ¿por qué el país necesita que se produzca más gas en un contexto en el que el consumo, por efecto de la pandemia, podría bajar más?
Tal como lo anticipó +e en octubre pasado a partir de análisis de especialistas del sector, se necesitan inversiones en los campos de gas para sostener los niveles actuales de producción.
Buena parte del gas que se consume en el país se produce en Neuquén. Y en buena medida, ese gas proviene de pozos del shale gas de Vaca Muerta y el tight (gas de arenas compactas) de otras áreas productoras. Entre ambos, en marzo expresaron el 43% de la producción nacional. El no convencional es el único segmento del gas que creció en el último año (+4% según los datos de marzo). La producción convencional cayó 6,4% de forma interanual en el mismo mes de acuerdo a los datos consignados por el Instituto Mosconi.
A diferencia de los de otras cuencas productoras, caracterizadas por áreas convencionales, los pozos de shale gas tienen una curva de declinación más acentuada que la de los pozos convencionales.
Esto es: se caracterizan por una alta producción inicial, que con el paso de los meses, empieza a decaer. De este modo, para sostener el ritmo de producción de un área de shale gas, se necesita inyectar fondos de manera intensiva. Dicho de otro modo: se necesita perforar nuevos pozos para ganarle a la curva de declinación de perforaciones realizadas con anterioridad y sostener un nivel de producción determinado.
Para eso hacen falta millones de dólares, y para que las empresas los inviertan, tiene que haber una señal de precios. Una garantía de que esa inversión podrá ser amortizada y permitirá un margen de ganancias.
El país podría ingresar de forma paulatina en ese escenario de declinación de parte de su producción no convencional, un puntal del abastecimiento ante la baja del resto de las áreas del país. Y por eso el gobierno nacional, aún en un contexto de complicaciones financiaras, está dispuesto a subsidiar la producción de nuevos pozos de gas.
Sucede que el otro camino podría resultarle más oneroso aún y también explica parte de la decisión. La alternativa sería importar más gas, algo que no está en condiciones de hacer y por lo que pagaría un precio muy alto, que excede el del valor del gas: terminaría girando dólares al exterior con lo que eso implica para la economía argentina.
Al mismo tiempo, sería una paradoja si se tiene en cuenta que Vaca Muerta es el segundo reservorio de gas no convencional del mundo y si se contempla también los rendimiento de áreas del sur del país.
De acuerdo a lo que se sabe, el gobierno nacional estaría por ofertar un precio de 3,50 dólares por millón de BTU, una unidad estándar con la que se mide un volumen determinado de gas.
Ese valor está por encima del de las subastas de gas que tuvieron lugar en los últimos tres meses. Como cada yacimiento es una realidad distinta, se suele decir en la industria, y las empresas tienen diferentes niveles de eficiencia y conocimiento de sus áreas, cada productora deberá hacer cuentas y determinar si ese valor le resulta atrayente o no.
Por lo pronto, la propuesta rompe con cierta incertidumbre acentuada en el último semestre, con la producción tensionada por la falta de inversiones y por los bajos precios del mercado argentino.
No hacer algo al respecto podría implicaría ver cómo un problema se profundiza, si bien todo quedará atado también a los niveles de demanda posibles en función de la flexibilización de la cuarentena.
También este tema permite una lectura política. La desinversión y el freno en las áreas gasíferas, la foto de la actualidad, podría tener efectos en una baja más acentuada de la producción a partir del 2021, un año que también estará atravesado por las elecciones de medio término. El gobierno nacional, por añadidura, podría ahorrarse un dolor de cabeza con el abastecimiento del gas cuando rinda su primer test electoral desde que asumió.
Río negro
VICTORIA TERZAGHI
La compulsa para el aprovisionamiento de Cammesa tuvo apenas 32 propuestas por 27,1 millones de metros cúbicos. El bajo precio y la caída en la producción signaron el camino que forzará a la compañía mayorista eléctrica a tener que acudir a otras fuentes de generación para este invierno.
La última subasta del gas para la generación eléctrica que ayer realizado el Mercado Electrónico del Gas (Megsa) a pedido de la compañía mayorista del mercado eléctrico (Cammesa) marcó el mal momento que atraviesa el segmento de la producción de gas natural dado que registró apenas 32 ofertas por un total de 27,1 millones de metros cúbicos.
En lo que hace al precio, como era de esperarse, hubo un repute pero no tan fuerte como se esperaba que marcara el gas para este invierno. El valor promedio ponderado en boca de pozo fue de 2,54 dólares por millón de BTU, un precio que se encuentra por debajo de la línea de rentabilidad o breakeven de muchos desarrollos del país.
Pero que además se ubica prácticamente un dólar por debajo del valor que se estima necesita la industria para reactivar la perforación de nuevos pozos.
Las ofertas recibidas marcaron una caída notable con respecto a las anteriores subastas realizadas por Cammesa. Las 32 propuestas que ayer se presentaron sumaron apenas 27,1 millones de metros cúbicos, menos de la mitad de los 63 millones de metros cúbicos que se ofertaron el mes pasado y casi un 70% menos que los 88,2 millones que se propusieron en abril.
Esta menor oferta de las empresas responde a dos situaciones, por un lado una apuesta de las operadoras a intentar obtener mejores precios en el mercado spot, pero a la vez marca un pronóstico de una producción altamente ajustada a la demanda del invierno que este año tendrá su fuerte en el segmento domiciliario.
Con este escenario, es de esperarse que la generación térmica para el período de la subasta, que llega hasta el 30 de junio, deba recurrir a otras fuentes energéticas como sucedió el mes pasado cuando pese a las temperaturas templadas se utilizó gasoil para producir electricidad.
En la subasta Neuquén concentró el grueso de las ofertas, con 22 de las 32 ofertas, pero también en volumen dado que concentró 18,4 de los 27,1 millones de metros cúbicos propuestos.
Como sucedió en otras ocasiones, las empresas aguardaron a último momento para hacer sus jugadas fuertes, pero en este caso esa situación fue casi insólita. En el último minuto de la subasta ingresaron 11 de las 32 ofertas, y entre las 6 propuestas que se hicieron del gas de la Cuenca Neuquina se acumuló un tercio del volumen ofrecido, al totalizar en ese minutos ofertas por 6,3 millones de metros cúbicos.
Esta situación no escapó tampoco a la segunda productora de gas del país, Tierra del Fuego, desde donde se realizó la oferta más grande la subasta, de 3,3 millones de metros cúbicos faltando segundos para que finalice la compulsa.
La señal de precios que reclaman las empresas parece no traducirse en el resultado de la subasta. El precio promedio ponderado marcó que en el caso de la Cuenca Neuquina el valor fue de 2,66 dólares por millón de BTU en boca de pozo y 3,02 colocado en Buenos Aires. Para el Noroeste fue de 2,46 en boca de pozo, mientras que para Tierra del Fuego marcó un promedio de 2,27 y de 2,20 para el gas de Santa Cruz.
