Con la llegada del invierno, el Plan Gas de Argentina está siendo puesto a prueba. La extracción bruta rondó los 121 millones de metros cúbicos por día (MMm3/d), 

Comparando la producción pre-pandemia con la proyectada para 2021, se puede apreciar una reducción del 12,5% en la producción gas, pasando de más 135.000 millones de m3/d a 118,39 MMm3/d, en tanto que la producción de petróleo pasó de 82.518 m3/d, a 90.506 m3/d, mostrando un aumento del 9,7%. 

El Plan Gas Ar establece que, una vez garantizada la demanda interna para usuarios residenciales, generadoras eléctricas, industrias y estaciones de Gas Natural Comprimido (GNC), se podrán entregar a los países vecinos hasta 11 MMm3/d en los meses de verano.

De acuerdo a los registros oficiales de la Secretaría de Energía de la Nación  los niveles de generación de mayo de las provincias fueron bajos. La poducción en Santa Cruz, tuvo una caída del 12,76% y totalizó en 9,70 millones de metros cúbicos. Tierra del Fuego bajó en un año un 4,75% para aportar 5,01 millones de metros cúbicos por día. Chubut bajó 4,52% y dejó la producción diaria en 7,81 millones de metros cúbicos. Salta tuvo una baja del 8% y cerró el mes con 4,23 millones de metros cúbicos de gas. Mendoza descendió un 14,28% y cerró en 2,10 millones de metros cúbicos y que Río Negro cayó un 5,95% y aportó 4,42 millones de metros cúbicos al país.

Según destacó Victoria Terzaghi en el Diario Río Negro, el ranking de productoras líderes volvió a estar encabezado por YPF, luego de varios meses en los que TotalEnergies le había arrebatado ese lugar. La petrolera de bandera nacional tuvo una producción total de 33,20 millones de metros cúbicos por día. 

TotalEnergies,  extrajo 31,68 millones de metros cúbicos, un 5,12% menos que el año pasado. Tecpetrol  incrementó un 7,01% su producción  y arrojó un total de 14,04 millones de metros cúbicos. Pan American Energy (PAE) generó 13,42 millones de metros cúbicos por día. Compañía General de Combustibles (CGC) tuvo la más marcada baja en comparación con un 8,84% y aportó solo 4,64 millones de metros cúbicos y fue desplazada al quinto puesto de productoras de gas del país por Pampa Energía que tuvo un alza del 8,13% en su producción y aportó un total de 6,51 millones de metros cúbicos.

Permisos para exportar

Una vez que las productoras cumplan con los compromisos del Plan Gas Ar tienen la posibilidad de exportar sus excedentes, según destacó Santiago Spaltro en El Cronista, Secretaría de Energía permitió exportar excedentes de gas en verano. YPF, PAE, Total, Pampa Energía y CGC venderán a Chile.

YPF consiguió la habilitación para vender a Chile 2 MM de m3/día entre el 1 de octubre y el 30 de abril de 2022, repartidos entre Methanex y las comercializadoras Innergy Soluciones Energéticas e YPF Chile, a precios de entre US$  3,06 y  US$ 3,10 por millón de BTU, según los datos que figuran en la Secretaría de Energía.

Pampa Energía entregará 1.500.000 m3 por día a la empresa de generación eléctrica chilena Colbún a  US$ 2,94, si se tiene en cuenta la alícuota de 8% de derechos de exportación (retenciones). Pan American Energy (PAE), por su parte, venderá 1,2 MMm3/d también a Methanex, ubicada en el sur del país trasandino.

Total Energies, la francesa que es la segunda mayor productora de gas en el país, logró el aval de la Secretaría de Energía para exportar 700.000 m3 diarios a Methanex y la generadora eléctrica Enel en Chile, a entre  US$ 3 y  US$ 3,18 por millón de BTU. Por último, la Compañía General de Combustibles (CGC), brazo petrolero de la Corporación América, venderá 500.000 m3 por día a Methanex.

El 25 de junio, MEGSA realizó la última subasta de  2 millones de metros cúbicos al día para el aprovisionamiento de gas natural para generación eléctrica durante el julio de 2021. Neuquén aportó dos de 500.000 y Tierra del Fuego hubo una oferta de un millón. El precio más alto fue para el gas neuquino con US$ 3,50 el millón de BTU, en tanto que el fluido que llegó de la Cuenca Austral cotizó a US$ 3,11 el millón de BTU.

La advertencia del IERAL

Según destacó José María Rodríguez del IERAL de la Fundación Mediterránea a la revista Mercado, la producción convencional de hidrocarburos muestra una tendencia marcadamente decreciente.

Sin embargo, la producción no convencional de gas y de petróleo se está constituyendo en un pilar clave para revertir la caída de producción total, y determina que la cuenca neuquina, a partir del desarrollo de Vaca Muerta, presente una relevancia creciente.

Comparando la producción pre-pandemia (año 2019) con la proyectada para el año 2021, se puede apreciar una reducción del 12,5% en la producción gas, pasando de 135,2 mil millones de m3/d a 118,39 MMm3/d, en tanto que la producción de petróleo pasó de 82.518 m3/d, a 90.506 m3/d, mostrando un aumento del 9,7%. La política pública sectorial está detrás de este comportamiento divergente, aunque también puede haber fenómenos asociados a efectos de la pandemia.

La inclinación hacia la explotación de petróleo también está influenciada por la disponibilidad de infraestructura, que permite transportar la producción desde los pozos, las posibilidades que brinda la exportación y una coyuntura favorable en relación a los precios.

En cuanto al gas natural, si bien existe un gran potencial a partir de la disponibilidad de recursos en Vaca Muerta, la oferta se encuentra limitada por la infraestructura del transporte hacia los puntos de consumo interno y por los cambios permanentes en las reglas de juego, en particular las asociadas al mecanismo de formación de precios y a las posibilidades de exportación. Tanto las posibilidades de inversión en infraestructura como las reglas de juego sectorial se encuentran fuertemente influenciadas por el contexto macroeconómico.

Con la intención de revertir la caída en la producción de gas natural, el gobierno nacional implementó el Plan Gas.ar, que prevé subastar un cupo de 70 MMm3/d, proveniente de las distintas cuencas y por cuatro años. En la Ronda 2 del Plan, se presentaron ofertas por 3,36 MMm3/d para el invierno de los años 2022, 2023 y 2024, a un precio promedio ponderado de US$ 4,728 MMBTU.

Obsérvese que, a través de licitaciones de mediados de junio de este año, realizadas por la empresa estatal IEASA, se contrató la carga de 5 barcos para importar Gas Natural Licuado a un costo cercano a los US$ 13,0 MMBTU al inyectarse a los gasoductos, de acuerdo a información periodística. El sector de la energía está compuesto por las etapas de producción (energías primarias), la transformación de esas formas de energía y la distribución hasta el consumo final.

Este sector económico aporta insumos esenciales al sistema productivo y forma parte importante en la canasta de consumo, pero en la Argentina también cobra relevancia por la incidencia que tiene en los desequilibrios fiscal y externo. De esta manera, las decisiones de política pública del sector tienen un correlato macroeconómico. En el año 2020, el sector participó con el 2.91% del Valor Bruto de Producción.

Las exportaciones del sector energético representaron el 6.55% del total de exportaciones del país, en tanto que las importaciones de energía participaron con el 6,23% del total de importaciones. Los requerimientos gasíferos determinan, en gran medida, el resultado de la balanza comercial energética del país.

La producción de hidrocarburos, componente fundamental de las energías primarias de la Argentina, está alejada de los centros de transformación y consumo, requiriendo un sistema de redes de transporte, que representan en el país una de las principales limitaciones desde el punto de vista de la infraestructura energética, en particular del gas natural.

La matriz energética argentina muestra un predominio de los hidrocarburos, donde el gas natural y el petróleo contribuyen con el 55.4% y el 33.6%, respectivamente, de la producción total de energías primarias. Las energías renovables, si bien mostraron un crecimiento en los últimos años, participan con el 8% del total, mediante el aporte de energía hidráulica (3.9%) y otras renovables (4.1%).

Incluye: i) Extracción de carbón, lignito, turba; petróleo crudo y gas natural, y actividades relacionadas, excepto prospección; ii) Fabricación de gas; distribución de combustibles gaseosos por tuberías.

La matriz energética es propia de cada país, ya que depende de la disponibilidad de recursos energéticos y su capacidad para ponerlos a disposición de la transformación en energías secundarias y del consumo final.

De esta manera, la producción de energías primarias varía notablemente entre los países. A nivel mundial, la producción de energía está concentrada en el petróleo (31.6%), el carbón (27%) y el gas natural (22.8%), que suman el 81.4% de las energías primarias.

Sin embargo, en países como Chile, España y Brasil las energías renovables tienen una alta participación en sus matrices energéticas, con el 82,6%, 54,1% y 43.8%, respectivamente. En el caso de Brasil, el aporte de la generación hidroeléctrica y, en segundo término, los biocombustibles, son determinantes en la composición de la producción de energía primaria.

Argentina cuenta con una participación relativamente baja de las energías renovables, similar a EE.UU (8.3%) y algo menor que a nivel mundial (13.7%). No obstante, la baja participación del carbón y alta incidencia del gas natural, permiten concluir que el país tiene una matriz energética relativamente “limpia” si se lo compara con otras economías.

De esta manera, la alta disponibilidad de gas natural, sobre todo a partir de Vaca Muerta, puede tener un papel importante en la transición energética hacia un proceso de “descarbonización”, que apunta a reducir la emisión de gases de efecto invernadero y limitar el calentamiento global. Una correcta política de precios del gas natural permitiría que este combustible desplace de manera eficiente la utilización de otros combustibles.

Sin embargo, los datos más recientes de producción energética, indican que el país transita en sentido contrario.

En la estructura del consumo por sectores económicos, el transporte (30.9%), el residencial (24.5%) y el sector industrial (24.3%) acumulan el 79.7% del consumo total final de energía del país. El gas por redes (35.8%), los combustibles líquidos (31.7%) y la energía eléctrica (19.9%), representan el 87.4% del total de la energía consumida.

Por otra parte, y a partir de la desagregación sectorial del consumo final por tipo de energía, se encuentra que el sector transporte es el principal consumidor de combustibles líquidos, la industria centra su uso en gas por redes y energía eléctrica, en tanto que en el consumo residencial predomina el gas por redes y la energía eléctrica.

Esta estructura es clave para determinar los impactos de cada área de la energía en los sectores económicos. A nivel internacional, el consumo final de energía por sector económico presenta entre los países algún grado similitud, y está definido por la estructura del sistema productivo de cada economía y por aspectos regulatorios, en particular precios relativos, tarifas y subsidios.

No obstante, es necesario destacar que la Argentina posee una estructura de consumo que presenta una mayor similitud con el promedio mundial que con el consumo de energía de los países de Latinoamérica. Respecto de estos últimos, el consumo residencial de energía tiene una mayor participación en la Argentina que en los países latinoamericanos.