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El almacenamiento de gas de CGC que ataca la estacionalidad

La petrolera del grupo Eurnekian puso en marcha este año el primer sistema de almacenamiento subterráneo de gas natural en la Cuenca Austral.

Como respuesta a la fuerte estacionalidad del mercado interno de gas natural, que mientras obliga a importar el insumo en invierno genera sobrantes en verano con significativos cierres de producción, la Compañía General de Combustibles (CGC) puso en marcha a principios de este año el primer sistema de almacenamiento subterráneo para ese hidrocarburo de la Cuenca Austral, en la provincia de Santa Cruz.

“Cuando vimos que el incremento de nuestra producción llegaba a un límite, que era el máximo que admitía el transporte o la demanda y nos encontramos con excedentes de verano y faltantes de invierno -que es lo que le pasa al país-, decidimos desarrollar un proyecto subterráneo de almacenamiento de gas que se denominó ´Sur Río Chico´”, señaló a +e el vicepresidente comercial de la compañía, Emilio Nadra, luego de presentar los resultados de la campaña de sísmica más grande de los últimos 50 años en la Cuenca, que llevaron a multiplicaron por 2.5 veces la producción de gas operada y duplicaron la producción on shore en menos de 3 años.

El almacenamiento subterráneo de gas es utilizado a nivel global como herramienta para gestionar esa estacionalidad de la demanda. Este sistema permite “guardar” excedentes cuando se generan y al mismo tiempo incrementar la producción. El gas producido y no demandado se inyecta en el sistema de almacenaje durante la época de baja demanda y se extrae del mismo cuando la demanda es mayor.

A nivel local, este sistema -según evaluaron en CGC- permite reservar lo que no se consume en verano para luego aprovecharlo en el invierno. De esta manera, es posible sostener un nivel productivo alto todo el año y maximizar el cobro de regalías por parte de las provincias.

En los últimos 6 meses previos al inicio de la cuarentena, la producción de CGC se vio afectada por la falta de demanda durante el período estival y se dejaron de entregar al sistema 15 millones de metros cúbicos diarios de gas natural.

A su vez, este sistema, que en términos técnicos se llama Almacenamiento Subterráneo de Gas Natural (ASGN), sirve para reducir la importación de GNL y de combustibles líquidos, porque en vez de comprar en el exterior se cubre la demanda con el gas almacenado, lo que implica también un ahorro económico y de divisas para el país.

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Por otra parte, con el ASGN, la petrolera del grupo Eurnekian prevé generar exportaciones firmes sin que se afecten el suministro a la demanda interna. A decir de Nadra, ese es uno de los objetivos principales ya que “al almacenar los excedentes de verano para aprovecharlos en el invierno, permite exportar durante todo el año excedentes que tenemos a lo largo del año”.

“El aprovechamiento de los enormes recursos que tiene la argentina requiere pensar más allá que el mercado interno, no podemos pretender desarrollar los recursos que tenemos tanto los convencionales como los no convencionales mirando el mercado interno”, define el directivo.

“Para buscar mercados de exportación seguramente apuntemos en algún momento al GNL, pero para llegar a la economía y a los costos que requieren esas exportaciones tenemos que ser capaces de abastecer primero de manera eficiente y con costos económicos los mercados regionales para los que existe infraestructura. Y para poder hacerlo de manera sustentable tenemos que darle solución a la estacionalidad que es un problema que el consumo interno tiene”, completa.

Asimismo, al apuntar a la exportación para los mercados regionales, Nadra considera que hay que hacer una diferenciación sobre el tipo de demanda que cada cuenca abastece. A su entender, no es lo mismo la demanda que se requiere en la región metropolitana de Chile que tiene sustitutos como el carbón y el GNL que la exportación que hacemos en la Cuenca Austral que solo se abastece de gas.

“En la Cuenca Austral exportamos a un productor de metanol que se llama Methanex que tiene un proceso continuo que no admite sustitutos y que al sistema argentino le permite una modulación entre invierno y verano. No necesariamente hace falta que sea el mismo volumen entre las dos estaciones, pero sí no pueden subir y bajar su consumo, entonces sí tenemos que ser previsibles en cuanto a qué le podemos vender de manera sustentable”, sostiene el directivo y añade: “Es una diferencia sustancial; no es lo mismo lo que podemos obtener por las exportaciones si comprometemos gas de manera previsible a la demanda que si exportamos lo que nos sobra”.

En paralelo, Nadra detalla que hay un punto interesante en la locación que se eligió para instalar este almacenamiento subterráneo de gas. “Relevamos un montón de locaciones y elegimos una que está ubicada en un sitio que permite aprovechar la estacionalidad del consumo de la Cuenca Austral”, indica.

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De acuerdo con la información de la empresa, la producción en verano supera los consumos regionales y la capacidad de inyección en el gasoducto Gral. San Martín. En invierno, en contraposición, el incremento de los consumos regionales genera capacidad de transporte adicional que no llega a completarse con la producción local. El proyecto Sur Río Chico permite abastecer el pico estacional de consumo con excedentes de verano almacenados sin requerir importaciones ni restringir exportaciones.

“En los meses de invierno, muchos consumos que van del gasoducto Gral. San Martín hacia la Cordillera generan una capacidad adicional a ese transporte, y en el verano esos consumos no están en la Cordillera sino que se vuelcan todos al gasoducto. Entonces, aprovechamos ese diferencial estacional, que son unos 4 millones de metros cúbicos diarios para evacuar las cantidades almacenadas durante el verano. Tener el almacenamiento en Santa Cruz, más esa reserva que queda en el gasoducto que aparece durante el invierno, nos permite hacer uso de ese gas en cualquier punto del sistema porque hay un transporte excedentario”, resume el directivo.

Esto fue preciso analizarlo porque, a diferencia de lo que sucede en el resto del mundo, los almacenamientos de gas no están cerca de los centros de consumo. Aunque sea posible guardar grandes cantidades de gas natural, para transportarlas en el invierno se necesita de mayor capacidad, entonces ahí se genera una dificultad adicional. En ese sentido, Nadra considera que la locación que eligió la empresa “es muy virtuosa porque no requiere infraestructura adicional”.

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