El gas natural sufre la abundancia en medio de la crisis

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La Secretaría de Estado de Energía de la Nación informó que por medio de las resoluciones número 10, 11 y 12 del 21 de septiembre, publicadas en el Boletín Oficial y la restante a publicarse el 25, que se autorizaron las primeras exportaciones de gas natural, sustentado en los excedentes de producción generados a partir de las políticas llevadas adelante en los últimos años en materia de incentivos a la producción.

Las exportaciones autorizadas tienen por destino a Chile, y específicamente, a la firma Methanex Chile, habiéndose otorgado las mismas a las empresas Total Austral S.A., Pan Amercan Sur S.A. y Compañía General de Combustibles S.A.

Las cantidades autorizadas en cada exportación, son de 750.000 m³ por día y por un volumen total de 479.250.000 m3, bajo condición interrumpible en todos los casos, y por el período que va desde la autorización hasta el 1° de junio de 2020.

Según el ministro Iguacel, el precio del gas exportado ronda los US$ 4 el millón de BTU (MMbtu). Las cantidades exportadas aún son exiguas, fundamentalmente por la desconfianza de los compradores chilenos y porque tienen contrato firmes de GNL.

Abundancia

“Rogar a Dios por santos, mas no por tantos” dice el refrán popular y al parecer la abundante producción gasífera está permitiendo las exportaciones del recurso, pero causando problemas en el mercado interno.

Las dificultades de los productores tienen dos causas principales: mejora en la producción de gas natural, tanto de la Cuenca Neuquina (Vaca Muerta) como de la Cuenca Austral, y la caída de la demanda, tanto por señal de precios como por las mayores temperaturas sobre el fin del invierno.

Las temperaturas promedio de estas últimas semanas redujeron la demanda residencial tanto eléctrica como gasífera lo que sumado a la caída de la demanda industrial provocaron importantes excedentes. La exportación es una salida para los productores, pero también necesitan una ampliación de la capacidad de transporte y la construcción de plantas de almacenamiento para cubrir el “peak shaving”.

Al parecer sobraron entre 5 y 15 millones de metros cúbicos de gas natural (MMm3), algo que puede ser relativamente habitual en esta época del año pero que se agravó por la repentina mejora en la producción y por la imposibilidad de reinyección.

El 8 y 9 de septiembre sobraron entre 11 y 12 MMm3/d, y el último fin de semana del 15 y 16 habrían excedentes por unos 15 MMm3/d, lo que generó una fuerte desbalanceo del sistema.

Según trascendió debieron modular presión y en muchos casos ventearse un volumen indeterminado de metros cúbicos, algo no permitido por la regulación y que sólo puede ocurrir en casos de emergencia (blowdown). Esta situación complica el despacho porque todos quieren inyectar y nadie quiere quedar afuera.

En los gasoductos, operados por Transportadora de Gas del Sur (TGS) y Transportadora de Gas del Norte (TGN) transportan unos 350 MMm3 de gas. El consumo total del sistema en las últimas semanas rondó los 125 MMm3 por día: unos 50 demandados por la generación, 35 residenciales, 31 de industrias, 7 de GNC y 2 la demanda comercial. Esto según los partes diarios que publica el Ente Nacional Regulador del Gas.

Este exceso, según Iguacel produjo una caída en el precio mayorista de la energía eléctrica que se ubicaría en torno a los US$ 66 el megavatios hora, aunque debería continuar descendiendo.

Electricidad a Brasil

Por otra parte, a partir de las 0:00 hs. del sábado 22 de septiembre y hasta hasta el viernes 28 de setiembre, se exportará energía eléctrica a Brasil por unos 600 MW de potencia.

El Operador Nacional del Sistema Eléctrico Brasilero (ONS, homólogo de Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico, en Brasil) licitó la compra de energía y Cammesa, ganó con dos bloques de 300 MW, a un precio de US$ 85 y US$ 90 megavatios-hora (MWh) cada uno.

La exportación se realiza gracias a los excedentes de generación térmica y combustibles (principalmente de gas natural local) disponibles para su operación.

La principal característica es que  esta exportación no conlleva el compromiso de reimportación.

De acuerdo al secretario de Energía, Javier Iguacel, los costos de la generación eléctrica en Argentina avanzan en este momento a US$ 66 por MWh, con uno marginal de centrales térmicas (el más alto del sistema que entra en operación) a US$ 30 por MWh.

“Si bien anteriormente Argentina había realizado exportaciones de energía a Brasil, esas habían tenido el carácter de ‘devoluciones’ por importaciones de emergencia realizadas por nuestro país”, dijo en un comunicado el Ministerio de Hacienda, ministerio del que depende la Secretaría de Gobierno de Energía.

El sistema eléctrico de Brasil depende casi exclusivamente de la energía hidroeléctrica (represas en los ríos), por lo que depende exclusivamente del clima y las sequías afectan fuertemente la estabilidad. Por eso, desde hace algunos años el país vecino está diversificando su matriz, con el ingreso de parques de energía renovable, ante la escasez de gas natural como opción (a diferencia de Argentina). El gas en el cinturón industrial de San Pablo se paga unos u$s 12 por millón de BTU, mientras las grandes fábricas argentinas lo pagan entre u$s 4 y u$s 5 por millón de BTU.

Aunque bueno es aclarar que las industrias de Brasil reciben muy altos subsidios y de diferentes fuentes. De lo contrario esas industrias serían absolutamente anticompetitivas.

Según explicaron voceros de  Hacienda, “el gas utilizado es parte de los excedentes de gas en la cuenca Neuquina que no pueden reemplazar la importación de gas desde Bolivia en la zona norte del país, por razones técnicas vinculadas a la capacidad de transporte de dicho fluido”. “Por este motivo, (los excedentes) son utilizados en la producción de energía eléctrica en la zona sur/sureste del país y, mediante la red eléctrica de alta tensión, lleva la oferta de energía a la localidad de Garabí. Esta localidad se encuentra al sur de Posadas, sobre el Río Uruguay, y es el nodo de frontera del sistema eléctrico argentino y punto de ingreso al brasilero”, acotaron.

En Garabí está localizado el proyecto de represa hidroeléctrica sobre el Río Uruguay, que llevaría adelante Integración Energética Argentina S.A. (IEASA, la empresa en la que se fusionaron Enarsa con Ebisa tras el polémico decreto que, además, habilitó la venta de acciones estatales de Transener).

Más exportaciones de gas

Se encuentran en trámite y bajo análisis, otros ocho pedidos de autorización de exportación de gas natural a Chile, uno de los cuales, de la empresa Wintershall Energía S.A. ya se ha publicado para aquellos interesados locales que eventualmente demanden el gas natural a exportar. Dicha solicitud es de similares características en cuanto a plazo, volumen exportable, y condición interrumpible, que las ya autorizadas.

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