El futuro del shale

Los precios del gas que meten presión

Las subastas y el precio. El mercado electrónico del gas (Megsa) muestra una leve recuperación del precio del gas, luego de la intervención de la Secretaría de Energía que vuelve no interrumplible parte de las ofertas que hacen las empresas productoras. Los dilemas que cruzan a los enormes recursos de Vaca Muerta.

POR FERNANDO CASTRO - fcastro@lmneuquen.com.ar

El shale gas de Vaca Muerta atraviesa uno de los momentos más complicados de los últimos cinco años. Pozos pisados, falta de inversiones y un contexto de precios a la baja, al margen de la definición política de que no haya aumentos tarifarios.

Estas tres variables tienen un impacto central en los recursos que pudiera obtener Neuquén en los próximos meses, en un contexto en el que la Provincia ya viene planteando pérdidas de regalías en torno al 30%, si bien por la inercia de los pozos conectados antes de la actual crisis los indicadores de producción siguen siendo de los mejores del país y el sector no convencional se las ingenia para evitar el declino de las áreas más viejas.

A este escenario se sumó un factor para la preocupación: la baja de los precios para el gas de generación, que había encendido una alarma en diciembre, cuando Cammesa compró gas a menos de u$s 1,50 dólares por millón de BTU. Es un valor que, según indican las fuentes de la industria, implica menos de la mitad del costo de producción.

Algunas petroleras, con YPF a la cabeza, habían aceptado recibir ese valor como paga ante la necesidad de obtener fondos por una producción que de otro modo no iban a comercializar.

Con los ingresos por la venta de naftas frenados por el encorsetamiento del barril interno de crudo, el otro frente de preocupación para algunas productoras pasa por el desplome de precios.

El gobierno neuquino llevó el reclamo a la Ofephi y a la Secretaría de Energía: advierte sobre lo insostenible de estos valores y sobre el perjuicio que implicaría en términos de producción para el país y para los ingresos fiscales.

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El miércoles hubo una nueva subasta dentro del Mercado Electrónico de Gas SA (Megsa) a solicitud de Cammesa. La administradora del mercado eléctrico buscó garantizarse la generación de febrero.

El precio de venta fue superior al de diciembre, con márgenes que superaron casi en un dólar de diferencia la anterior cota de preocupación, al llegar a los u$s 2,59 por millón de BTU en el Punto de Ingreso al Sistema (PIST).

Ahora, a instancias de la Secretaría de Energía de la Nación, se definió introducir una cláusula de provisión o pago (delivery or pay), por la cual las productoras se comprometen a entregar, en carácter de no interrumpible, el 30% del volumen nominado diariamente por Cammesa o pagar una penalidad si no lo terminan haciendo.

Esta necesidad de garantizar el recurso es lo que terminó elevando el valor, en un contexto en el que dentro de la industria están los que dicen que en rigor hay una batalla entre las productoras acerca del precio del fluido.

Están las que prefieren vender su recurso y las que están dispuestas a seguir esperando un precio que les cierre.

Lo cierto es que el contexto tampoco es que dé para demasiado. Hay millones de metros cúbicos que podrían ser transportados, pero lo cierto es que hay una baja en el consumo interno, se requieren obras de infraestructura, ya pensando en el pico de consumo en los meses de menor temperatura: el ciclo septiembre-mayo.

La diferencia de precio es notable entre uno y otro momento. En los meses de mayor consumo, el millón de BTU superó los cuatro dólares.

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Como cuestión de fondo también está la necesidad de que las petroleras tengan un precio que incentive las inversiones, de modo que no quede afectado el ritmo de producción que garantiza el suministro interno. Es lo que vienen planteando consultores especializados y referentes del upstream de algunas de las principales productoras del país acerca de los pozos de shale gas: el pico inicial de producción que tienen debe ser sostenido con más inversiones para contrarrestar el declino que experimentan.

Algunos incluso sostienen que de no mediar más inversiones en este segmento de la industria, el país podría atravesar un escenario de compras al exterior hacia el 2021, un momento en el que también habrá elecciones de medio término en el país.

Esto no sería nada, si no fuera porque también a toda la situación la subyace la necesidad de utilizar dólares en la reactivación de la economía y en el pago de deuda, y no en la posibilidad de comprar un recurso que sobra en las Cuencas Neuquina y Austral.

Es el contexto del gas, uno en el que asoman enormes posibilidades, pero en el que también se necesita sostener proyectos a largo plazo.

La realidad indica que hay exportaciones de GNL, como las que viene desarrollando a baja escala YPF, y proyectos de incrementar las cuotas de exportaciones, como el plan de esa empresa para llegar con un gasoducto a Brasil, pero restan las condiciones internas que lo hagan sostenible.

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