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A la espera del Plan Gas 4, las productoras pusieron en una subasta su gas ante un pedido de Cammesa a MEGSA para generación de energía eléctrica. El promedio de venta fue de u$s 2,52 el millón de BTU, algo más que la subasta del mes pasado y otra vez la nota la dan la menor cantidad de ofertas realizadas.
Si en mayo fueron 32, en junio alcanzaron las 29 y concentradas en Neuquén y Tierra del Fuego. Es que en la subasta de mayo hubo ofertas incluso de gas del Noroeste. Esta vez hubo 19 ofertas neuquinas y otras nueve fueguinas, dos zonas que producen mucho gas y que son clave en el aprovisionamiento nacional, sin embargo la sobreoferta y la falta de mercados hundió los precios a niveles que no hacen rentables los proyectos de Vaca Muerta o en el mar. Y se suma una sola oferta de Santa Cruz, cuya zona sur se ha vuelto proveedora de tight gas.
En esta subasta para suministro interrumpible, según consta en los resultados que exhibió MEGSA y a los que accedió +e, sumó 27,7 millones de metros cúbicos por día, apenas un 2,2% más que en la subasta de mayo. No alcanza a recuperar la caída de más del 50% desde abril, mes en el que las ofertas habían llegado a sumar 63 millones de metros cúbicos por día.
El valor más bajo en esta subasta en la mañana del martes 23 de junio fue u$s 2,24 el millón de BTU, mientras que el precio más alto que se pagó de fue u$s 2,66 el millón de BTU, en ambos casos se trató de gas de Neuquén. El gas de Tierra del Fuego promedió los u$s 2,28 el millón de BTU. La única propuesta que llegó de la provincia de Santa Cruz se vendió a u$s 2,36.
La suma de volumen ofertado por las productoras en Neuquén suma 20,6 millones de metros cúbicos por día, las de Tierra del Fuego algo más de 6,7 millones y la oferta santacruceña es de unos 400 mil metros cúbicos. El poco interés en presentarse a esta subasta pueden ser un antecedente muy malo para la industria en el corto plazo: las centrales térmicas deberían usar más gasoil y carbón, incluso importarlo.
La producción gasífera en la Argentina atraviesa dificultades desde que hubo un boom que permitió el autoabastecimiento y una sobreoferta sin mercados, lo que empezó a definir el futuro de un país exportador de gas y hasta de GNL. Sin embargo, en marzo sólo se realizó un pozo y luego la producción total de hidrocarburos se estancó por los efectos de restricción de movilidad de la población ante la pandemia del coronavirus.
El petróleo se llevó la peor parte, con una fuerte caída de la producción, acumulación de stocks y caída en los precios que llevó a fijar un "barril criollo" de u$s 45 mientras los precios en el exterior estén por debajo de ese valor. El gas vuelve a tomar interés de las operadoras ante el inicio del invierno en el país y del anuncio de un Plan Gas versión 4 que podría reimpulsar la actividad en el segmento con miras a los inviernos del 2021 al 2023.