Gas

El mes de julio pone a prueba la oferta de gas

Los retrasos al Plan Gas.Ar y la escasez derivarán en mayores importaciones y uso de combustibles para generar electricidad.

La caída de la producción doméstica de gas, la disminución del aporte de Bolivia y la baja hidraulicidad -que limita el uso de las hidroeléctricas- conforman un complejo panorama para atender el abastecimiento energético durante el invierno.

Si bien en las últimas semanas hubo episodios puntuales que derivaron en cortes de suministro de gas al sector industrial y a las estaciones de GNC, en julio se producirá la mayor tensión del sistema gasífero, por ser el mes en que históricamente el país afronta el pico de consumo, relacionado con las bajas temperaturas.

En ese contexto, la consultora Ecolatina trazó un escenario de demanda y oferta de gas para ese período clave. Por parte del consumo, se estima que el próximo mes alcanzaría un promedio de 152 millones de metros cúbicos diarios (MMm3/d), una cifra similar al mismo mes del año pasado. Desagregando por sector, para el GNC y la industria se espera una demanda de 36 MMm3/d; para el segmento comercial y entes oficiales 7 MMm3, y para el residencial y centrales eléctricas, unos 55 MMm3/d.

Es decir, la demanda global de gas con respecto a los meses templados se incrementará en julio un 50%, y la del sector residencial se quintuplicará con el frío.

Por el lado de la oferta para atender a todas esas necesidades, las proyecciones realizadas por Ecolatina indican que la mayor parte provendrá de los yacimientos locales, que alcanzarían unos 117 MMm3/d. Casi el 40% de esa cifra lo aportaría Vaca Muerta. Para alcanzar ese escenario, se deberá mantener estable la producción convencional y aumentar un 2% la no convencional. Es decir que -como ya es una cantante en las últimas décadas- será necesario recurrir a otras fuentes de abastecimiento para saldar una brecha de al menos 35 MMm3/d que no podrá ser cubierta con producción local.

En ese contexto, la principal fuente de importación corresponderá al gas natural licuado (GNL) a través de las terminales de Escobar y Bahía Blanca.

Ante el escenario de escasez, el gobierno nacional tomó dos medidas: una orientada a incrementar el aporte de producción local y motorizar inversiones, mediante el lanzamiento del Plan Gas.Ar; y la otra a aumentar la importación de cargamentos de GNL, con el regreso del barco de la empresa Excelerate Energy al puerto de Ingeniero White, que empezó a inyectar días atrás.

Se estima que ambas terminales regasificadoras están en condiciones de aportar en julio un promedio de 30 MMm3/d.

La segunda fuente de importación será el gas de Bolivia, que alcanzaría unos 14 MMm3/d, unos 6 MMm3/d menos que en el invierno de 2020.

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En invierno, el 74% de la demanda se abastecerá de gas nacional y el 26% mediante importaciones, según estimó el Gobierno.

El impacto de los piquetes

Según el escenario planteado en marzo por la Secretaría de Energía de la Nación, durante los meses de mayo a septiembre, el 74% de la demanda se abastecerá de gas nacional, el 17% mediante importaciones de GNL y el 9% con producción de Bolivia.

Sin embargo, esas estimaciones se verán condicionadas por varios factores, fundamentalmente por los retrasos que sufrió el Plan Gas.Ar por los 22 días de cortes de rutas registrados en abril, que impidieron el acceso a los principales desarrollos de Vaca Muerta y que retrasaron la terminación y conexión de pozos que las operadoras tenían en marcha para cumplir sus compromisos. Todo el volumen del plan, en los papeles unos 71,5 MMm3/d en invierno, tiene como destino abastecer a la demanda prioritaria (residencial y generadoras eléctricas).

Sin embargo, es de esperar que no se alcance ese total de producción el próximo mes, con lo cual será necesario acudir a un mayor consumo de combustibles líquidos para evitar restricciones a la demanda que no tiene contratos en firme como ya sucedió el mes pasado.

“El consumo de líquidos para generación eléctrica en el último año casi se triplicó”, explicó Daniel Dreizzen, consultor asociado a Ecolatina, al graficar la escasez de gas en el mercado.

Por otro lado, según indica el informe de la consultora, a la demanda de los diversos sectores se deben sumar más de 30 MMm3/d en pérdidas y consumos de las redes de transporte, distribución y de las plantas de los yacimientos, desde que el gas sale de los pozos hasta que llega a los usuarios finales. Se trata de un volumen nada despreciable, que alcanza aproximadamente el 20 por ciento de la producción local.

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> Plan Gas: aún no alcanza para recuperar la producción

El consultor Daniel Gerold indicó que “el nivel de inversión, aún con precios atractivos, es insuficiente para consolidar una recuperación de la producción de gas”, aunque valoró que el Plan Gas.Ar haya servido como una señal positiva para los inversores.

“La caída más grande en la historia de la producción del gas natural fue en 2020, con un 8,6% de reducción, y logró ser estabilizada en los primeros meses de este año con el Plan Gas.Ar. El plan ataca algunos problemas del mercado como el precio y la contratación a un cierto plazo”, señaló durante una exposición en el Club del Petróleo.

“En la Cuenca Neuquina, si bien comienza a repuntar el número de pozos de gas que se terminan por año, no vamos a llegar a los niveles elevados que hubo como se respondió, en algunos casos, a la Resolución 46”, expresó.

“El Plan Gas es otra demostración de que en cierto entorno de negocios, la Argentina pueda desarrollar su gas natural de forma competitiva. El gobierno nacional lo hace con subsidios porque no se anima a refrendar estos precios con los consumidores, algo que se entiende porque la situación de pobreza y de pérdida de ingreso de todos los habitantes es descomunal. Lo que no puede pasar es que sean las empresas las que subsidien a los consumidores con precios por debajo de sus costos de desarrollo”, analizó Gerold.

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> El país, ante un escenario complejo

  • Demanda y compras al exterior. La Secretaría de Energía estimó que, para el periodo invernal de mayo a septiembre, la demanda de gas alcanzará unos 150 millones de MMm3 diarios y que será necesario importar el 26% del volumen.
  • Un plan que arrancó tarde. El Plan Gas.Ar fue puesto en marcha en diciembre pasado, y las operadoras trabajaban contra reloj para cumplir con los volúmenes licitados. Los cortes de ruta retrasaron un mes la actividad.
  • El perjuicio de los piquetes. Se estima que el perjuicio de los 22 días de cortes ascendió a u$s 250 millones. Esa millonaria suma recaerá sobre las espaldas del Estado nacional, que deberá reemplazar esa producción vía importación.
  • Sequía en las hidroeléctricas. Cammesa debió incrementar la importación de combustibles líquidos para el parque de generación. La sequía en la Mesopotamia complica la operación de las represas binacionales.
  • Se van u$s 1300 millones en GNL. Las importaciones de GNL para este invierno ascenderán a unos u$s 1300 millones, casi el doble que en 2020, año en que los precios de ese combustible estuvieron históricamente bajos por la caída de la demanda global por la pandemia.

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