Opinión

Gas natural año 2021 y también 2026

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* Andrés Repar

El primer evento importante sobre el sistema del gas natural del año 2021 fue la Audiencia Pública del 15/3/2021. A la misma la Secretaria de Energía presentó un informe Técnico donde se explayaron opciones de porcentajes a ser asumidos por los usuarios y por el Estado dando por sentado que los precios del gas estaban dados por el PEN desde la subasta de diciembre del 2020. 

El PEN asumió que dichos precios fueron aceptados sin más trámites. Sin embargo, la Suprema Corte de Justicia fue taxativa al darle la razón al amparo que produjo el CEPIS de la necesidad de debatir el precio del gas en todas sus instancias en una correspondiente Audiencia Pública. 

Ni la intervención oral de la subsecretaria de hidrocarburos ni el citado Informe Técnico explicitaron ni los precios ni los costos operativos en los yacimientos convencionales y en los no convencionales, ni si hubo colusión entre los oferentes o manobras similares. Los representantes de las asociaciones de defensas del usuario optaron por criticar la transgresión regulatoria y por amplia mayoría plantearon que ante una situación así el incremento al Precio al Ingreso al Sistema de Transporte (PIST) debía ser cero.

Cabe comentar en este sentido como se conforma el costo y los precios del gas PIST compuesto por el gas convencional y el no convencional.

En el caso del convencional se trata en su gran mayoría de gas de yacimientos en general en declive de producción (del orden de 3 a 5% anual) y en la mayoría ya amortizados. Cabe resumir que los costos directos históricos se hallan en torno de 6 a 7 $/m3 y según un cambio oficial promedio en torno a 2U$/MMBTU.

En el caso del gas no convencional los costos de producción se suponen superiores, pero son yacimientos donde con riesgos exploratorios mucho mas bajos que en el convencional.  Es así   que observamos que las productoras con el precio PIST congelado han logrado un gran incremento de extracción de gas de la roca madre por medio de acciones de inyección de presiones muy altas que permite la fracturas por donde se evacuan los gases atrapados en dicha roca. A fines de este año el volumen producido del no convencional prácticamente llego a emparejar a la producción del convencional. Efectivamente la producción total (convencional y no convencional) en el periodo estival fue del orden de 120 millones de m3/d. A fines de noviembre 2021 se llegó a 60 millones de m3/d para cada tipo. 

Para los próximos años se asume que el gas convencional proseguirá con la merma y llegará el año 2026 con   -20% de producción. Por otro lado, la suba del no convencional proseguirá en un orden del 10% anual (es el incremento que se da con los actores actuales YPF, Total, Tecpetrol, Vista, CGC). Con las empresas citadas se podría asumir que en dicho periodo del 2022 al 2026 se supere apenas los 90 Millones de m3/d. Entendemos que es posible que con mega inversiones se llegara a producir mas, pero la historia nos enseña que las mega inversiones en gas y petróleo para la Argentina no existen. (Mas allá de promociones a una estabilidad fiscal a 20 años …)

El incremento del año 2021 no resolvió el autoabastecimiento pleno.  La demanda en el periodo invernal fue de   170 MM de m3/d. Para llegar a ella se contó con una producción incremental en invierno de los yacimientos existentes de unos 10 MMm3/d. Con el gas importado de Bolivia de cerca de 15MMm3/d y de los 55 barcos de GNL evaporando unos 25 MMm3 en los 150 días del invierno extendido entre 1 de mayo y 30 de setiembre.   Argentina en el 2021 en plena escasez de divisas pagó 1.100 millones de U$ por los barcos de GNL que descargaron en Escobar y unos 450 Millones de U$ por el gas traído de Bolivia. Algo que en los próximos años tal drenaje durísimo de divisas no debería ocurrir.

En el 2026 la demanda invernal previsiblemente llegará a superar los 170 Millones de m3/d. Volumen que no resulta fácil obtener por las mermas de la producción convencional nacional, el agotamiento de la provisión de Bolivia y la   sustitución del GNL que se importa por barcos.

Resulta inevitable recurrir a almacenajes que permitan trasladar del periodo estival al invernal del orden de 30MMm3/d. Los otros 20 MMm3/d por la entrada en operaciones del nuevo gasoducto desde Tratayen de 24”. Resulta claro que el escenario es que hasta el año 2026 será difícil obtener saldos exportables importantes de gas más allá de las actuales ventas a Methanex en Chile en los periodos estivales.

El tanque de almacenaje criogénico de GNL necesita tener un deposito similar a la demanda que no tiene oferta directa acumulada en los 5 meses invernales. Dicho volumen se halla con base entorno a los 450 MMm3. Este volumen puede estar emplazado en dos localizaciones como mínimo. Los montos de los depósitos de almacenaje son del orden de varios cientos de millones de U$, que aseguran la cobertura del pico invernal y con ello la explotación en todo el año. Cabe analizar a qué precio cuesta este aseguramiento. Por lo general de la experiencia n los países del norte no debería ser superior a 1, 5 U$/MMBTU  

Para ello volviendo al origen de la estimación que es el informe de la EIA/ARI (U.S. Energy Information Administration/Advanced Resources International) se estima para el shale gas de la franja mas madura el volumen técnicamente pasible de ser extraído por método de fracking se halla para Vaca Muerta de 565millones de m3/Km2.

Los costos promedio de dichos pozos horizontales de 2500 m longitud y a 2400m de profundidad se hallan como pico en 12 millones de U$. Con un acumulado por pozo cercanos a 300 millones de m3 se obtienen costos directos unitarios de extracción de 0,9 U$/MMBTU. Con gastos generales, regalías, impuestos y un margen de beneficio importante se llega a valores entre 1,8 y de 2,1 U$/MMBTU (Un promedio de 7,2$/m3). Este monto es similar al indicado en la Audiencia Pública por Osvaldo Bassano de ADUCC Asoc de Defensa de Derechos de usuarios: Es igual o similar al que hoy se están pagando a las productoras.

Ahora bien, el plan gas IV colocó un tope de 3,70 U$/MMBTU a la subasta base de diciembre 2020 y actuó como señal para que todos cotizaran justo por debajo del mismo. Las 16 empresas del total de 19 se aglutinaron entre 3,33 y 3,66 U$/MMBTU con un mix ponderado de 3,51U$/MMBTU. Respecto al precio actual la subsecretaria de hidrocarburos planteó que el Estado asuma un 35% y los usuarios el 65% restante. Ello determina para los usuarios un PIST con 71% de incremento que resulta un tema muy arduo en las condiciones de emergencia socioeconómica…

En la Argentina los últimos años ni las empresas productoras ni el Estado no concretaron inversiones en almacenajes imprescindibles. EEUU posee 400 lugares almacenajes de diversos tamaños y técnicas que garantizan una seguridad de suministro tanto en eventos invernales como en casos de fallas o accidentes. Es cierto que el plan gas IV no lo contempla, y por ello es necesario perfeccionarlo en un nuevo Plan Gas.  Cabe intuir que a las productoras les resulta más rentable elevar los precios bajo la sombrilla del precio del GNL importado. En concreto realizando las inversiones de almacenaje con acceso abierto a través de una empresa ad hoc o por la misma IEASA. La tarea es la de hacerse cargo de relevar, estudiar, construir y operar tanques de GNL cercanos a la zona metropolitana.

El Estado asume hacerse cargo de las inversiones imprescindibles en un sistema de gas natural y obtener montos suficientes para encarar varios almacenajes (al menos 2 por ej. en Bahía Blanca y Ensenada de GNL) y de entregas de gas vaporizado entre 10 y 20 millones de m3/día en los días álgidos del pico invernal. Lo cierto es que el almacenaje sea político de estado y un recurso estratégico para el país dado su papel complementario a lo que podrá aportar el gas de Vaca Muerta.

Este convenio le permitirá al país consumir en invierno gas argentino almacenado en verano. Evitaría costosas importaciones de GNL que se pagan “cash” antes de atracar el buque en puerto…

Lo último del 2021 es el Proyecto de régimen de promoción que apunta a una mayor producción para obtener principalmente grandes volúmenes de exportación. Ello al contrario de sostener al mercado interno el planteo de la promoción era para obtener divisas que se necesitan para pagar la deuda que ha tomado el gobierno de Macri. La deuda cercana a los 44.500 millones de dólares, se fue por las canaletas de los bancos comerciales amigos…cuando debía ir a infraestructura y creación de empleos etc. 

Si se plantea una especie de canje de vender crudo hasta cubrir por ejemplo el 50% de la deuda es decir 22250 millones de U$. A una extracción diaria del orden de 200.000 bbl por día (doble de la actual producción del 2021) tendríamos la necesidad de más de 10 años para el repago. Es decir, divisas para destino de inversor y acreedor del país. Para el país propio poco o nada.

Los requerimientos de almacenajes son claros. Gas argentino para el mercado interno es el camino con precios aptos para que la población y la industria pueda pagarlo, además que se pueda industrializar. La alternativa extractivista es un camino equivocado, al no poder contar con las riquezas para el desarrollo nacional.

*Vicepresidente del IESO-Instituto de Energía Scalabrini Ortiz/ Miembro del Grupo Bolívar y CEEN

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