La cuenta total del gas que consumirán los usuarios residenciales de todo el país en el 2021 sale 2054 millones de dólares. La caída de la producción nacional, los menores volúmenes disponibles desde Bolivia y el consiguiente efecto de más importaciones de gas natural licuado (GNL) en los meses fríos tomarán otra entidad política desde la semana que viene, ya que serán parte de la dilucidación del costo tarifario, una de las principales preocupaciones económicas del gobierno nacional de cara a las elecciones de medio término.
La cuenta representa unos 221.605 millones de pesos, de acuerdo con la información de la Secretaría de Energía de la Nación. Hoy el Estado asume el 60% del costo total para este segmento. Sostener eso el corriente año demandaría unos $132.963 millones, para lo que faltan unos $56.087 millones entre las partidas asignadas en el presupuesto a este rubro.
Mantener inalterable ese tramo de los aportes nacionales implicaría una readecuación del costo del gas del 63%, con una variación tarifaria del 26% al 35% para marzo y julio, respectivamente. Y eso es lo que se discutirá: cuál es el margen para que los usuarios paguen más por el gas que ya acordó pagar el Estado a las productoras locales y para el GNL y las importaciones provenientes desde Bolivia.
Argentina prevé que sus consumidores residenciales demanden unos 14.254 MMm3 en el 2021 (5329 de enero a abril y 8926 de mayo a septiembre), si bien se prevé una demanda total (sumadas la generación y las industrias) de unos 46.579 MMm3.
Los cálculos de la secretaría que conduce Darío Martínez para los 2059 millones de dólares implican, en el tramo de las importaciones para este segmento, 1474 MMm3 de Bolivia (a un promedio de u$s 5,14 por millón de BTU) y unos 786 MMm3 en GNL, por los que espera pagar en promedio u$s 7,25, a los que debe sumarse cerca de un dólar para poder regasificar ese fluido.
En GNL la Secretaría espera un costo total de u$s 247 millones para usuarios residenciales y unos u$s 700 millones adicionales si se suma la demanda para el segmento industrial durante los cuatro meses de mayor demanda.
Otro modo de ver las tensiones en torno a la tarifa de gas se relaciona con el monto aportado por el Estado por cada millón de BTU. Con un precio ponderado de u$s 3,91 por MBTU, el 60% que pone implica que pague u$s 2,35, en tanto que el 40% en promedio que pagan los usuarios significa u$s 1,57.
Si el Estado asumiera el 35%, no necesitaría recursos adicionales a los presupuestados, lo que dispararía los costos al 63%.
El anterior, en buena medida, es el escenario que comenzó a visualizarse –y anticipó +e en octubre del 2019– cuando el declino de la producción por la falta de inversiones, y un mercado interno saturado de gas que tendía a bajar los precios conformaban un cóctel explosivo que se prolongó un año más.
El gobierno nacional buscó, con una primera licitación del Plan Gas.Ar, atenuar el impacto macroeconómico de girar dólares en exportaciones, algo que consiguió solo a medias en el primer año de vigencia del plan, para el que lanzó una segunda ronda licitatoria que sumó leves volúmenes adicionales (ver aparte).
El dilema se encuentra con un año electoral, y con una población con ingresos diezmados, y bajas reservas monetarias, a las que las importaciones (no hay información oficial de los volúmenes adicionales que requerirá la industria) presionan aún más.
Los pozos que comienzan a ser parte del Plan Gas.Ar serán un atenuante mayor desde el próximo año, cuando las nuevas perforaciones sumen volúmenes que permitan evitar el giro de más divisas al exterior. En el actual ciclo, sin embargo, el país parece hacer gala más que nunca de aquello de que hay que pasar el invierno y las tensiones de sus restricciones externas.
Qué hace falta: demanda, macro y ductos
La presión del frente externo. El Banco Central, el gobierno, busca cerrar el grifo de los dólares todo lo que puede. Comprar gas en el exterior implica presionar sobre la cotización interna de la divisa, algo que tiene efectos en todos los precios del país.
Más producción interna. El incentivo a la producción interna permitirá evitar ese giro de divisas al exterior, al contar con gas de las cuencas argentinas. Como efecto adicional, se estimula a las economías regionales, golpeadas por la falta de inversiones.
La infraestructura de transporte. Nuevos gasoductos permitirían conectar usuarios que no cuentan con gas de red. Eso, en la demanda interna. Si el país busca exportar, se necesitarán nuevas obras para llevar ese gas al resto de Sudamérica y a puertos argentinos.
Señales políticas y acuerdos. Uno de los principales desafíos del país es sostener políticas y acuerdos para el sector energético. Es vital para producir, ahorrar divisas y generar valor. No parece haber chances de eso sin achicar la “grieta” en la política argentina.
Vaca Muerta y sus recursos. Los campos gasíferos de los no convencionales neuquinos son una gran oportunidad. Por sí solos, abren una chance de aportar el gas del país por muchos años y, bajo ciertas condiciones, salir a buscar mercados al exterior.
Tecpetrol: un repunte desde Fortín de Piedra
El brazo petrolero del Grupo Techint será parte del despegue de la producción no convencional.
Fortín de Piedra, el yacimiento emblema de Tecpetrol en Vaca Muerta, jugará un rol clave en el nuevo Plan Gas que se puso en marcha a fines del año pasado para detener el declino de la producción con vistas al próximo invierno. La compañía del grupo Techint puso en operaciones dos equipos de perforación, uno a mediados de diciembre y otro durante la segunda quincena de enero, que se sumaron a la reactivación de los sets de fractura para completar pozos perforados, que la compañía inició en octubre de 2020. Además, tiene en ejecución obras de infraestructura necesarias para acompañar la adecuación de la actividad en el yacimiento.
Tecpetrol ingresó al Plan Gas.Ar y en diciembre último resultó adjudicada con 9,94 millones de metros cúbicos diarios de gas (MMm3d) más un adicional de 2 MMm3d en invierno, a un valor de 3,65 dólares el millón de BTU. Se trata de la segunda productora que más volumen aportará, detrás de YPF. Toda esa producción provendrá de Vaca Muerta.
La petrolera ya invirtió, desde 2017, u$s 2300 millones en el desarrollo del área Fortín de Piedra, el principal yacimiento productor de shale gas. A través de su incursión en el shale, Tecpetrol se convirtió en la tercera productora de gas de la Argentina.
El yacimiento está en condiciones de aportar hasta 17,5 MMm3d de producción, una marca a la que supo llegar pero que luego, ante la falta de mercados y la cuestión macroeconómico quedó como un tope al que alcanzar nuevamente.
Pampa apunta a subir su producción
La compañía busca acelerar en Vaca Muerta con un espaldarazo al gas.
Pampa Energía fue una de las dos empresas que hicieron ofertas para la Ronda II del Plan Gas.Ar, junto a Tecpetrol. Entre esta oferta y la realizada en la Ronda I, la compañía se adjudicó hasta un millón de metros cúbicos por día (MMm3/d) adicionales para el 2021 a un precio de u$s 4,68 por millón de BTU. El objetivo de inversión apunta a incrementar hasta un 28% la producción gasífera de la empresa en sus áreas, principalmente en Vaca Muerta.
Con este incremento, Pampa Energía pasa de una inyección de 7,1 MMm3/día durante el invierno del 2020 a 9 MMm3/día para los inviernos del periodo 2021-2024, un aumento del 28% en los meses de mayor necesidad de abastecimiento de gas para el país. Este incremento resulta indispensable para acompañar la alta estacionalidad de la demanda nacional, reduciendo importaciones de gas desde el exterior o el uso de combustibles contaminantes.
Según lo informado por la Secretaría de Energía de la Nación en el informe técnico que elaboró para la Audiencia Pública del próximo 15 de marzo, la importación de GNL significaría u$s 8,50 por millón de BTU. El Plan Gas.Ar busca aliviar esas importaciones en un contexto de fragilidad de la macroeconomía del país luego de la crisis de la pandemia, evitando el uso de reservas de dólares. Pampa Energía se comprometió a invertir u$s 250 millones durante los cuatro años del programa de estímulos a la producción gasífera que lanzó el gobierno nacional.
Esta inversión, en adición a los u$s 200 millones que se destinarán al cierre del Ciclo Combinado de la Central Termoeléctrica Ensenada Barragán, forman parte de su ambicioso plan.
Fuente: Más Energía
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