Plan Gas: la revolución del gas asociado 

La expansión proyectada de los desarrollos de Vaca Muerta para los próximos años plantea un nuevo desafío que deberán sortear las operadoras: el gas asociado a la producción de petróleo. Se trata de una porción de las extracciones que podría tener un impacto negativo en el precio del mercado spot, y que derivaría en el cierre de pozos.

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Hablamos de la producción de gas que viene acompañada en los yacimientos de petróleo y que, si bien hoy no es un problema, teniendo en cuenta los volúmenes incrementales de gas que habrá a partir del próximo invierno -de la mano del gasoducto Néstor Kirchner- podría generar un exceso de oferta en el período estival y condicionar el precio en el mercado desregulado (spot). Esto realza la imperiosa necesidad de generar nuevos canales de exportación y demanda para que el problema se vuelva una ventaja.

Según las proyecciones, se estima que entre 2023 y 2028, el gas asociado a la producción de petróleo se multiplicará casi tres veces respecto de los valores actuales. Así lo indica un informe especial que realizó la consultora Economía y Energía (E&E), que lidera Nicolás Arceo.

Hay una serie de proyectos y contratos que finalizan en el corto plazo que podrían garantizar el mercado necesario para evitar este escenario que se describe, aunque por ahora son solo planes (ver adelante).

“Si bien el desarrollo de la producción de shale gas se concentró en las ventanas de gas húmedo y gas seco, en los últimos años se observa un fuerte crecimiento de la producción de gas natural asociado a la extracción de shale oil”, indicaron desde la consultora.

En esta línea marcaron que, de mantenerse las tendencias expansivas en la producción de shale oil a lo largo de los próximos años, se verificará un crecimiento de la producción de gas asociado, proceso que puede acentuar la disminución de los precios del gas natural en el período estival.

“El excedente de gas natural generado por la menor demanda en el período estival compromete el precio del gas natural en el mercado spot. En este sentido, para evitar sensibles caídas en el precio durante el verano los productores deberán cerrar producción, al menos, hasta tanto se desarrolle un mercado de exportación de mayor volumen”, señalaron.

Para tener en cuenta, tal cual como está esquematizado el Plan Gas, se contractualizan 70 millones de metros cúbicos por día (MMm3/d) de gas base para todo el año, con otros cerca de 30 MMm3/d, sin contratos, que tienen destino al mercado desregulado.

Es por esto que, de haber un exceso de oferta de gas para el mercado spot, lo más probable es que se den dos escenarios en paralelo: por un lado, que el precio baje y el piso será determinado por la puja de los productores a la hora de ofertar y rubricar contratos entre privados.

Por otro lado, lo que sucederá es un potencial cierre de pozos (ver adelante) de no encontrar nuevos destinos para el gas.

La producción actual de gas asociado en los yacimientos de petróleo de la formación ronda en poco más de 6 MMm3/d. Se estima que a finales de 2028 este volumen se elevará a cerca de unos 15 MMm3/d.

Para tener una referencia de esto, significa casi otro desarrollo de gas como lo es Fortín de Piedra de Tecpetrol, en Vaca Muerta. El área estrella de la empresa logró este año picos de 20 millones de metros cúbicos y promedió unos 15 MMm3/d, en lo que va del año.

Las características de la roca madre y la ubicación de algunos de los yacimientos en desarrollo, explican el nivel de gas asociado. Incluso hay bloques (por citar un ejemplo) que están sobre cuatro de las cinco ventanas que tiene Vaca Muerta como La Calera, de Pluspetrol.

Este bloque se ubica sobre las ventanas de gas seco, húmedo, condensado y petróleo volátil.

Cierre de producción

El cierre de pozos de gas no es un fenómeno nuevo en el país y se ha dado por falta de mercado o razones de fuerza mayor. Además de los riesgos técnicos, afecta negativamente en las ecuaciones de costos para las operadoras y deja a las provincias sin el cobro de regalías.

En el escenario de que no se abran nuevas vías de evacuación para el gas, el estudio de la consultora anticipa que, a partir del verano 2024-2025, el cierre promedio de producción en la Cuenca Neuquina sería de entre un 10% a un 13%.

«La fuerte estacionalidad de la demanda local de gas natural se abastece en parte con la contractualización de gas de pico en el período invernal. Este volumen aumentará en los próximos años por la construcción del gasoducto Néstor Kirchner», dice la consultora.

Para amortiguar el impacto de esa estacionalidad sobre la producción se prevé un incremento de las exportaciones en firme a Chile.

“Sin embargo, la exportación de gas a Chile está limitada por la capacidad de transporte y por la demanda del país vecino”, agregan. Desde la Cuenca Neuquina, ese volumen se encuentra en la actualidad en torno a 8 MMm3/d.

Hay varios factores que pueden concluir en la necesidad de cerrar pozos como, por ejemplo, la quema de líquidos en las usinas o una mayor hidraulicidad. De replicarse la sequía que se vio en los últimos años, podría demandarse más gas, pero de igual manera afectaría la falta de redes de transporte.

Para el verano 2023-2024, podrían cerrarse pozos por unos 4 a 9 millones de metros cúbicos por día. Algo que escalaría a entre 12 a 14 millones metros cúbicos los períodos estivales contiguos.

Vale señalar que se estimó el cierre de producción promedio para cada período estival respecto al pico de inyección de invierno.

Para esto se consideró la diferencia entre el volumen de gas natural de la Cuenca Neuquina requerido para abastecer la demanda local más la exportación a Chile, y la máxima inyección en invierno.

Más que los volúmenes proyectados, que pueden variar, lo importante a tener en cuenta es que se trata de un escenario probable.

Si bien puede ser compensado con mayores vías de exportación y con una mayor demanda de los países de la región, aún no hay anuncios confirmados en esa línea. Lo que se pone en manifiesto es que en poco tiempo Argentina comenzará a tener problemas -de los buenos- de forma recurrente como lo es el exceso de producción de gas.

Alternativas para evitar la sobreoferta

Hay una serie de proyectos que podrían convertir esta disyuntiva en un beneficio, tanto para el sector como para el país. Uno de ellos es la construcción de la segunda etapa del gasoducto Néstor Kirchner, de esta manera se podría llegar con más gas de base al norte del país, y reemplazar el gas boliviano, teniendo en cuenta que la adenda termina -como máximo- en 2026.

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Además, con algunas obras menores, se podría exportar a Bolivia y llegar a Brasil, de forma directa o a través de un swap. Y también podría exportarse gas a Chile, a través del gasoducto Norandino, y llegar a una zona con el gas de Vaca Muerta que hoy es imposible. Antes habrá que generar la demanda.

También está en carpeta el ambicioso proyecto modular de exportación de GNL de Excelerate y TGS que justamente está pensando para darle mercado al gas en el período estival. Según las autoridades a cargo, esta planta podría estar operativa en 2025.

Todas estas son alternativas que están sobre la mesa para evitar un sobreexceso de oferta en los periodos de menor consumo local, que además permitirían reducir drásticamente las importaciones de energía. Aunque por ahora, no hay anuncios oficiales y no son más que proyectos. Lo cierto es que, a diferencia de otros años, Argentina tendrá la ventaja de salir a buscar nuevos mercados con una oferta real y disponible.