Subasta de Megsa registró un total de 29 ofertas
VICTORIA TERZAGHI
Mientras el gobierno define los detalles de un nuevo plan de incentivos para la producción de gas, la subasta realizada esta mañana para el aprovisionamiento de las centrales de generación térmicas del país fue un nuevo golpe para el sector productor dado que el precio promedio final para el gas que se usará en pleno invierno no sólo no fue mejor que el del mes pasado, sino que incluso bajó.
La subasta realizada por el Mercado Electrónico del Gas (Megsa) a pedido de la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico (Cammesa) registró un total de 29 ofertas y finalizó con un precio promedio ponderado para el país de apenas 2,53 dólares por millón de BTU, es decir un centavo menos que el valor que se había pactado el mes pasado.
Este valor se ubica por debajo del precio de rentabilidad de los desarrollo de gas de gran parte del país, en especial de la Cuenca Neuquina, y está prácticamente un dólar por debajo del piso de 3,50 dólares que Nación busca garantizar con el nuevo Plan Gas 4 que se lanzaría en agosto.
En el desagregado por cuencas, los valores promedio en boca de pozo fueron de 2,62 dólares para Neuquén que llega a 3,03 colocado en Buenos Aires, 2,27 para Tierra del Fuego y 2,36 para Santa Cruz, en consonancia con los valores topes que se dispuso para esta subasta.
Este bajo precio para el gas en pleno invierno llevó a que la subasta tuviera no sólo la más baja cantidad de ofertas sino que en total sumaron 27,75 millones de metros cúbicos, muy lejos de los 41 millones de metros cúbicos que el mes pasado consumió el sistema de generación térmica.
Además la subasta contempla una cláusula de entrega y toma, que marca que sólo el 30% es exigible, por lo cual desde Cammesa sólo se garantizaron 8,32 millones de metros cúbicos de gas para julio.
Con estos valores se espera que la generación térmica deba recurrir a un mayor uso de otros energéticos como son el gasoil y el carbón que ya se usaron el mes pasado. Además de tener que completar las compras de gas a precios spot, que son más altos.
De acuerdo a los reportes de Cammesa, en mayo las centrales térmicas utilizaron 6.000 metros cúbicos de gasoil, el doble que lo empleado en abril. En tanto que el mes pasado también se debió recurrir al carbón mineral, utilizándose en total 6.000 toneladas.
Esta mañana se presentaron 29 ofertas en la subasta por un total de 27.750.000 metros cúbicos, la mayor parte proveniente de Neuquén desde donde se realizaron 19 de las 29 ofertas y por 20,60 millones de metros cúbicos por día, la mayoría provenientes de Vaca Muerta.
Tras Neuquén se ubicó Tierra del Fuego con 9 ofertas por 6,75 millones de metros cúbicos y Santa Cruz con una sola oferta de 400.000 metros cúbicos.
Nuevamente las operadoras aguardaron hasta el último minuto de la subasta para hacer sus jugadas fuertes, dado que de las 29 ofertas, 16 se presentaron precisamente en el último minuto de la compulsa y representaron más de la mitad del volumen que finalmente se incorporó.
Ámbito
ALEX VALDEZ*
Lo más importante sería trazar una línea en cuanto a Políticas de Estado, con planes de largo plazo que tengan en cuenta la madurez que tienen los yacimientos productores con sus riesgos incluidos.
La producción de gas fue creciente hasta el 2004, momento en que comienza su declinación constante hasta la aparición del gas no convencional. Esa tendencia negativa se frenó a partir de 2012, comenzando una escalada con pendiente positiva a costa de importantes inversiones en estos nuevos campos, con el objeto de desarrollar explotación de arcillas compactas, Tight Gas y Shale Gas, de la formación Vaca Muerta.
La tecnología para desarrollos de Vaca Muerta consiste en realizar perforaciones preferentemente de pozos horizontales, con ramas de un largor de 1.500 a 2.500 metros, aplicando entre 15 y 30 fracturas hidráulicas aproximadamente, provocando de esta forma un mayor contacto con la formación, para luego drenar el fluido gaseoso encerrado en los poros de la roca reservorio.
El conocimiento hasta ahora adquirido en el desarrollo de esta roca reservorio, indica que en el inicio de la producción se alcanzan los mayores caudales para luego en un tiempo corto se produce una caída importante, hasta alcanzar una meseta de caudales que se puede extender por años.
El desenvolvimiento de nuestro país, ha provocado consumos incrementales de caudales de gas, cuyas estadísticas muestran que los momentos de máxima ocurren en la época invernal para luego pasar a un valle en verano, pero siempre con esa tendencia. A partir del 2010 se necesitó importar Gas Natural Licuado (GNL), realizándose su inyección primero en puerto próximo a Bahía Blanca y luego el Escobar, quedando en la actualidad esta última operativa en cuanto sea necesario. El gas natural se importa de Bolivia.
La adquisición de GNL y de gas de Bolivia se realizó como es habitual en mercados internacionales, en dólares por Millón de BTU, siendo el BTU una medida de energía calórica.
El incremento de la producción de gas no convencional -fundamentalmente Shale Gas- hizo posible desplazar volúmenes de GNL importado, redujo volúmenes de gas proveniente de Bolivia y colaboró en reducir con el déficit energético.
Esto fue ayudado a través de decisiones por parte del Gobierno nacional, en fijar precio de gas denominados “Gas Plus”, con el objeto de incentivar producción de nuevos caudales de gas provenientes de yacimientos convencionales y no convencionales.
Desde el 2008 se inició con la aplicación de estos programas mediante Resolución de la Secretaría de Energía N° 24/2008 (Gas Plus I), que continuó con el plan Gas Plus II. Entre los dos registraron un número importante de proyectos presentados, pero no todos aprobados.
En el 2017, mediante Resolución del Ministerio de Energía y Minería N° 46/2017, se creó el Programa de Estímulo a las Inversiones en Desarrollos de Producción de Gas Natural proveniente de Reservorios No Convencionales.
Estos programas fueron lanzados, algunos fueron interrumpidos y otros no fueron cancelados en cuantos a su pagos hablamos.
Gracias último programa de Gas Plus se hizo posible incorporar un caudal del orden de 18 millones de metros cúbicos por día, en los momentos más necesarios. Este desarrollo fue posible con la concesión no convencional denominada Fortín de Piedra, en un período récord de dos años, con todas las implicancias que fue realizar instalaciones superficiales y las conexiones pertinentes para conducir los caudales producidos a la zona de consumo.
No obstante en este tipo de reservorios, se hace necesario continuar con inversiones fuertes para realizar nuevas perforaciones, a fin de reponer en forma continua la caída que sufren en los primeros momentos de vida de cada pozo con objetivo no convencional tipo Shale.
De los proyectos aprobados en los primeros programas, se desarrollaron varios en áreas que hicieron aportes volumétricos hacia las redes, pero que no alcanzaron a satisfacer la demanda y se volvió a importar GNL.
Dada la situación en que nos encontramos, producto de la pandemia por virus Covid-19, como la situación económica imperante en el país, se visualizan en el futuro próximo desafíos que demandaran grandes esfuerzos de todos los argentinos.
En ese sentido el aporte del gas natural será muy importante para continuar dando energía, sumándose a las necesidades próximas.
El Estado Nacional puede contribuir a dar señales positivas para esta actividad, en la que desde hace diez años se inició con la producción no convencional, y la que se descubrió un enorme potencial tanto de gas como de petróleo en Vaca Muerta, la que ha dado muestras de la magnitud que posee en sus diferentes niveles.
La mirada en estos momentos esta puesta en el 2021, más exactamente para inicio de las temperaturas bajas -mayo o junio del 2021-, momento en que se supone necesitaremos mayores caudales de gas, que para mayor beneficio nuestro debería provenir de nuestros yacimientos, sumando los saldos importados de Bolivia.
Por tal motivo, es imprescindible de alguna forma elaborar un plan de incentivo para aumentar producción de gas, cuyos volúmenes adicionales serán necesarios inyectar a los sistemas a partir de junio de 2021, que estimo se podría llegar a ese momento, gracias a la exigencia de aportes adicionales provenientes de los campos existentes.
Sin embargo, se hace necesario hacer planes de larga duración, por ejemplo para 2030, 2040 y 2050, con el objeto de dar señalas claras y generar corrientes de inversiones hacia nuestros campos. Con esta proyección el desafío se hace mayúsculo, puesto que se han descubierto yacimientos que demandaron un tiempo para su desarrollo. Ahora, se viene una etapa de mayor exigencia tanto en la aplicación de estudios, como necesidad de tecnologías y herramientas.
En estos días se habla de un posible nuevo programa de Gas Plus 4, que contendrá algunos parámetros como precios, compromisos, plazos, etc.. Pero lo más importante sería trazar una línea en cuanto a Políticas de Estado, los cuales deberían involucrar los plazos antes mencionados, mostrando así que la madurez que tienen los yacimientos productores con sus riesgos incluidos, sea adquirida por la clase dirigencial.
Los que planes de corta duración no han sido todo lo eficiente que se necesita y al final, han sido de elevados costos para las arcas nacionales, no habiéndose traducido en progresos sustentables para un recurso energético como es el Gas Natural.
Las consecuencias de poner en marcha programa de largo alcance serían un mayor trabajo, beneficios e inversiones para nuestra Argentina y así, desarrollar más su horizonte en el cual se incluye el gas natural, para solventar su crecimiento que cada vez es más necesario y obligado para todos los que habitan este gran país.
*Ingeniero Industrial or. Química (Univ. del Comahue). Ex director provincial de hidrocarburos de Neuquén (2008-2019) y ex representante provincial en la OFEPHI.
