Advierten que en mayo podría faltar gas en el país
La firma G&G Energy Consultants elaboró un minucioso informe en el que dan cuenta que la mayor producción fruto del Plan Gas Ar no estaría disponible para ese mes. De registrarse bajas temperaturas se prevé una disparada en el consumo de fuel oil y gasoil.
La consultora recordó que recién a fines del mes que viene entrará en operaciones el segundo buque regasificador.
El escenario del aprovisionamiento de gas natural para el país durante este invierno tiene varios nubarrones en el horizonte que bien podrían ser sintetizados señalando que “hay que pasar mayo”. Así lo advierte un minucioso informe de la firma G&G Energy Consultants en el cual se da cuenta de la estrechez energética que habrá en ese mes.
El mercado del gas en Argentina se enfrenta en este invierno a un problema multicausal: por un lado se encuentra la menor inyección que realizará Yacimientos Petrolíferos Boliviano (YPFB) que según la adenda firmada a fin de año podría ser un 30% menor a los envíos registrados el invierno pasado; ante esta situación el gobierno nacional resolvió contratar un segundo buque regasificador pero de acuerdo al pliego de la licitación este buque recién comenzará a operar el próximo 26 de mayo.
Y el gran problema de fondo de esta crisis del gas es la caída de la producción nacional, que como detalló Energía On la semana pasada acumula 13 meses consecutivos en caída y según G&G Energy Consultants esa menor producción no se revertirá para el mes próximo.
Desde la consultora liderada por Daniel Gerold se advirtió en su último informe que “pese a la fuerte reducción interanual, prevemos un incremento sostenido de producción en meses próximos. No obstante, es improbable que al 1º de mayo se logren producir similares volúmenes que en 2020, ya que existe demora en la incorporación de producción de las inversiones en curso”.
Y es por esto que destacaron que “si el tiempo frío se adelantara a mayo, se deberá acudir a un consumo elevado de fuel oil y, en mayor medida, de gas oil, o una maximización del aporte hidroeléctrico si mejorara la situación en el noreste”.
Durante febrero, el último mes de datos disponibles en la secretaría de Energía de la Nación, la producción bruta de gas natural del país cayó un 10,3% en su comparación interanual, totalizando en 114,6 millones de metros cúbicos por día.
Desde la consultora se precisó que una parte de esta reducción de la producción se debió a los trabajos de mantenimiento de instalaciones y de cierre de pads para la conexión de nuevos pozos, por lo cual advirtieron que esperan que “el incremento productivo comience a verse desde abril hasta julio, cuando proyectamos que se cumplirán los compromisos de algunas empresas bajo el Plan Gas Ar”.
Además, en el informe la consultora advierte sobre la existencia de una demanda potencial insatisfecha, que estimaron en febrero en 2,1 millones de metros cúbicos por día pero que destacaron que se registra desde septiembre del año pasado.
En este caso puntual se advierte que mientras hay demanda insatisfecha en el país se exporta energía eléctrica, principalmente a Brasil, una generación eléctrica realizada con el gas local barato, en un intercambio que remarcaron “beneficia a Cammesa en su rol de trader sin activos ni derechos por 375 millones de dólares”.
El detalle de la caída
En lo que hace a la producción de gas por cuenca, el informe señala que en la zona del Golfo San Jorge disminuyó un 8,9%, en Noroeste un 9,1%, y en Cuenca Austral un 0.5% interanual. La Cuenca Cuyana cayó un 11,6%, siempre en la medición de febrero de 2021 en comparación con febrero de 2020.
Las dos principales cuencas gasíferas del país son además en las que se centró el Plan Gas Ar, cuyo gran foco es la Cuenca Neuquina.
En este caso la producción bruta de gas en febrero cayó un 14,4% en términos interanuales, incluyendo en esa baja una menor generación por trabajos de conexión de pozos y mantenimientos. En lo que hace a las principales empresas, la consultora señaló que Total Austral redujo apenas un 2,3% su producción, Pluspetrol bajó un 4.2% y podría acelerar su generación de la mano de La Calera.
Pampa Energía fue la excepción y aumentó su producción en este período en un 8,4%, en contraposición a PAE que cayó un 30,5% en Aguada Pichana Oeste-Aguada de Castro y un 13,7% en Lindero Atravesado. Tecpetrol bajó su generación un 11,8% interanual aunque desde la consultora esperan que Fortín de Piedra tenga un incremento fuerte en su producción.
En tanto que YPF, la producción de gas operada por la petrolera de mayoría estatal se redujo un 22,5% en febrero en términos interanuales, impulsada por el declino de campos como Complejo El Portón y El Orejano, el primer desarrollo de shale gas de Vaca Muerta que cayó en febrero un 50%. La firma reactivó desde octubre la perforación y fractura de pozos de gas, por lo cual si bien se espera un incremento en su producción, la misma aún no se materializa.
Mientras que en la Cuenca Austral la caída fue de solo un 0.5% interanual gracias a la generación de los yacimientos de Cuenca Marina Austral, que tuvo en febrero un incremento del 7%.
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