rentabilidad

Los precios del gas siguen bajando

La última subasta mostró un valor promedio a nivel nacional de 1,67 dólares por millón de BTU. La oferta más baja para el gas de Neuquén fue de 1,14 dólares. El rol de la resolución 46 para este empuje hacia la baja de los precios.

POR CRISTIAN NAVAZO - Especial

El mercado del gas está sumando dolores de cabeza a la crítica situación que atraviesan los yacimientos neuquinos. Los precios siguen bajando, se encuentran por debajo de los umbrales de rentabilidad de los no convencionales y amenazan con frustrar el desarrollo del gas y con terminar con seis años de crecimiento sostenido de la producción de la provincia de Neuquén.

Esta semana, el Mercado Electrónico del Gas (MEGSA) realizó una nueva subasta de gas para generación eléctrica para el consumo de mayo, que arrojó un valor promedio de 1,67 dólares por millón de BTU, por debajo de la licitación del mes anterior. Las productoras ofertaron 63 millones de m3 de gas: la más baja provino de producción de Tierra del Fuego, a 0,99 dólares el MBTU, y la más alta a u$s 2,66 de Neuquén.

Para el gas neuquino, se sumaron propuestas por 44,5 millones de m3. La oferta más baja fue de u$s 1,14.

La caída de los precios obedece a la competencia entre productoras para colocar su gas en un mercado caracterizado por una abundancia de suministro por las temperaturas templadas, y el impacto sobre la demanda del confinamiento social obligatorio para prevenir el coronavirus. Los segmentos industrial, comercial y generación eléctrica son los que más han bajado el consumo de gas.

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La resolución 46

Otro factor que empuja a la baja la cotización del gas es el efecto de la resolución 46, dictada durante el gobierno de Mauricio Macri y que regirá hasta 2021. Sucede que ese gas subsidiado compite en ventaja contra la producción que no recibe ese estímulo de precios. Las productoras bajo ese régimen realizan ofertas más bajas para garantizar la colocación de producción, y la diferencia entre el valor de mercado y el precio de estímulo de u$s 6,50 el MBTU la cubre el Estado.

Los analistas del sector coinciden en que recién en 2021 la demanda de gas se podrá recuperar a niveles de 2019, año en el que el consumo de ese insumo cayó por la recesión de la economía argentina.

También se estima que la producción comience a declinar, ya que desde el año pasado la actividad en los yacimientos gasíferos viene en baja, acompañando la caída de precios en boca de pozo y la falta de mercados, aun cuando se abrió la exportación a Chile. De hecho, este año no se perforaron pozos de ese tipo en el país.

Los valores actuales del gas hacen que no sean rentables los nuevos desarrollos en Vaca Muerta y la falta de perforación será un dolor de cabeza para el invierno de 2021. Para ese entonces, el panorama más previsible es que la economía se haya reactivado tras la parálisis por la pandemia y con ella la demanda de energía. Pero también se sentirá en la producción el impacto de la ausencia de inversiones (nuevas perforaciones) y de la fuerte declinación natural que tienen los pozos no convencionales después de su primer año de vida.

La situación ya se veía venir incluso antes de la crisis sanitaria global. La provincia de Neuquén había elaborado su presupuesto para 2020 en base a una producción gasífera sin crecimiento porque el año pasado la mayoría de las operadoras concentró su negocio en la extracción de petróleo.

En ese contexto, la cadena de pagos se encuentra con serias complicaciones. El jueves, las compañías productoras enviaron una nota a la Secretaría de Energía para que intervenga en el reclamo por una deuda que mantienen las distribuidoras por $3500 millones por el gas de enero.

Las licenciatarias del servicio de distribución de gas tuvieron fuertes bajas en la recaudación por las dificultades para cobrar las últimas facturas, debido a que la mayoría de los usuarios acostumbra a realizar el pago de forma presencial.

Se aleja el plan exportador de GNL

La pandemia del coronavirus pone en vilo el proyecto exportador de gas de Vaca Muerta. Además del impacto directo de las inversiones en el upstream, el sueño de convertir a la Argentina en un jugador mundial en los mercados del GNL parece ahora más lejano.

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La barcaza de licuefacción Tango FNLG en Bahía Blanca, que ya vendió cuatro cargamentos y sirvió para morigerar el cierre de pozos en la temporada de baja demanda interna, es el proyecto piloto que puso en marcha YPF antes de decidir la proyección de una inversión multimillonaria para producir gas licuado a gran escala.

La coyuntura actual por la brutal caída de la economía global socava los cimientos de ese proyecto. En el sector se discute si ese negocio, que permitiría al país ganar experiencia en un mercado hasta ahora inexplorado, es rentable en las condiciones actuales.

Yendo más allá, una terminal licuefactora de gran escala demanda tiempo de maduración, miles de millones de dólares y un contexto de estabilidad macroeconómica.

Si bien proyecciones de actores locales indicaban que Argentina podría tener una terminal de GNL para 2024, el sueño parece más lejano. Según un informe de la consultora Welligence, de investigación y análisis del sector de Oil & Gas en América Latina, eso ocurriría recién a fines de la década.

A modo de comparación, la petrolera Anadarco inició en 2015 un estudio para instalar una terminal en Mozambique, por una inversión de u$s 20 mil millones, y recién espera realizar su primera carga dentro de cuatro años.

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