Argentina no ha logrado detener la caída de la producción de gas natural a pesar de la implementación del Plan Gas 4, programa especial de incentivos a la generación local que lanzó el gobierno en diciembre.
La generación del fluido sufrió una caída interanual de 11,5% en enero a 115 millones de metros cúbicos diarios (Mm3/d), según datos de la Secretaría de Energía.
El descenso podría haber sido aún más estrepitoso de no haber sido por la implementación del Plan Gas 4, si bien muchos especialistas la consideran tardía. El plan motivó a las empresas a inyectar cerca de 87,6Mm3/d de gas natural en el sistema durante el primer mes del año.
Esto incluye los 67,4Mm3/d ofertados en la licitación de diciembre para su provisión a la mayorista estatal de electricidad, Cammesa, y a distribuidoras y subdistribuidoras, y el 30% de producción incremental al que se comprometieron las compañías en la subasta entre 2021 y 2024.
La caída se explica por el desplome de 24,6% de la producción de la estatal YPF en pozos en que figura como operador a 29,9Mm3/d, frente a los 39Mm3/d de enero de 2020.
Con este resultado, perdió el primer puesto en la lista de mayores productores de gas natural del país en manos de Total Austral, unidad local de la francesa Total, que fue la única de las 10 principales empresas del ranking que incrementó su producción en Argentina.
Pocos se esperaban esto dentro del gobierno, ya que el Plan Gas 4 estaba hecho especialmente a medida de YPF, para ayudarla a mejorar sus niveles de generación del fluido. Sin embargo, el programa solo logró que la sangría fuera menor.
La cuenca en la que peor performance tuvo YPF fue la Neuquina, donde la producción anotó un descenso interanual de 26% en enero a 29,9Mm3/d.
En esta zona, situada en las provincias de Neuquén, Río Negro y Mendoza y donde se encuentra la formación Vaca Muerta, la Secretaría de Energía puso todos sus esfuerzos para ayudar a mejorar la situación de la industria.
El desplome de la producción se explica además por la caída de 14,4% que sufrió la principal área de YPF, Loma La Lata-Sierra Barrosa, en Neuquén, donde reportó 9,69Mm3/d en enero frente a los 11,3Mm3/d del primer mes del año pasado.
A esto se sumó la bajada de 37,2% que mostró su bloque Rincón del Mangrullo, que opera en sociedad con la local Pampa Energía en la misma provincia, donde registró 2,60Mm3/d en el primer mes del añi.
La misma sociedad reportó un descenso de 22,8% en el área convencional Río Neuquén, a 2,41Mm3/d.
En la provincia de Río Negro, el mayor desplome lo sufrió el bloque Estación Fernández Oro, de 35,2% a 1,88Mm3/d.
Ni siquiera la sociedad con la estadounidense Chevron le permitió revertir el rendimiento negativo que tuvo en el área no convencional Loma Campana, en Vaca Muerta, que experimentó una baja interanual de 24,7% a 1,69Mm3/d.
Peor le fue en el área no convencional El Orejano, en la misma formación en la provincia de Neuquén y que opera junto con Dow Argentina, unidad de la estadounidense Dow Chemical. Allí su producción se derrumbó 58,8% a 1,14Mm3/d.
Finalmente, experimentó una caída de 38,1% en el área Aguada de la Arena a 1,01Mm3/d en enero frente a los 1,63Mm3/d del mismo período de 2020.
Este panorama negativo de enero no pudo ser revertido por el incremento en los bloques La Amarga Chica (33,1%), Bandurria Sur (16,1%) y La Ribera Bloque II (19,6%).
YPF también sufrió una caída en la producción de las otras cuencas en las que opera bloques de gas natural, aunque en menores niveles. En San Jorge, en la provincia de Chubut, se ubicó un 13,8% por debajo del mismo período del año anterior a 2,17Mm3/d. También sufrió bajas en la cuenca Cuyana (Mendoza, San Luis y La Pampa) de 9,63% a 109.593m3/d y en Austral (Santa Cruz y Tierra del Fuego) de 8,20% a 1,20Mm3/d.
RESTO DE LA INDUSTRIA
La única empresa que mostró un crecimiento en la producción de gas natural durante enero fue Total Austral, que registró un alza de 6,25% a 32,6Mm3/d en las áreas que opera.
Después de Total e YPF, la tercera en la lista es Tecpetrol, que mostró una merma de 13,1% a 13,1Mm3/d de su bloque Fortín de Piedra.
Las operaciones de Pan American Energy anotaron una baja de 5,16% a 12,6Mm3/d en las áreas que opera.
Una de las que menos cayó fue Pampa Energía (2,05% a 5,93Mm3/d).
En la cuenca Austral, en la provincia de Santa Cruz, Compañía General de Combustibles sufrió una caída de 11,4% en su producción no convencional a 5,05Mm3/d.
Pluspetrol tuvo un peor resultado con un descenso de 15,9% en enero a 3,84Mm3/d en los bloques que opera, mientras que la unidad local de la chilena Enap, Enap Sipetrol, sufrió una contracción de 12,8% en su producción costa afuera en la cuenca Austral en enero, a 3,45Mm3/d.
La energética local Capex tuvo un comienzo del año para olvido al registrar una caída de 20,6% a 1,36Mm3/d
El ranking de los primeros 10 productores de gas natural lo cierra Vista Oil & Gas, que reportó un descenso de 24,9%. La empresa de Miguel Galuccio contabilizó 1,36Mm3/d en enero en comparación con los 1,82Mm3/d de doce meses antes.
Además de Total Austral, las otras compañías que registraron un crecimiento en la generación de gas natural en el país fueron la petrolera argentina Oilstone (5,39%); la unidad Shell Argentina, (41%), de Royal Dutch Shell; y la británica President Energy (126%).
UNA TENDENCIA NEGATIVA
La caída de la producción de gas natural en Argentina no hace más que continuar con el declino que mostró la industria a lo largo de todo el año pasado, cuando reportó una contracción de 8,45% a 124Mm3/d, como informó BNamericas.
De esta forma, alcanzó niveles similares a los de 2017. Para revertir esta tendencia descendente, la Secretaría de Energía lanzó el Plan Gas 4 en noviembre de 2020 y en diciembre adjudicó 23 contratos para abastecer a Cammesa y a las distribuidoras y subdistribuidoras.
Por el momento, la mayoría de las compañías han cumplido sus compromisos y volúmenes ofertados.
El gobierno espera que las caídas de enero sean tan solo fruto de la tardía implementación del Plan Gas 4 y que esta tendencia pueda revertirse de a poco. Sin embargo, estimaciones oficiales continúan mostrando una bajada de la generación frente a lo obtenido en 2020, aunque menor que la de 2019 si se mantienen las actuales condiciones de trabajo y no recrudece la pandemia de COVID-19.
La gran preocupación del gobierno es encontrar la manera de incrementar la producción durante las temporadas invernales del hemisferio sur hasta 2024 para evitar tener que importar tanto GNL a través de barcos regasificadores y frenar el drenaje de reservas de divisas del Banco Central.
Por este motivo, el gobierno lanzó la segunda ronda del Plan Gas 4 con el que la estatal Iesa espera hacerse de hasta 9,51Mm3/d en mayo, 21Mm3/d en junio, 26,1Mm3/d en julio, 19,1Mm3/d en agosto y 9,12Mm3/d en septiembre, provenientes de las cuencas Neuquina y Austral.
De esta forma, buscará abastecer con producción local parte de la brecha de 24,8Mm3/d que surge entre los 134M3/d que estima será la demanda durante este año y los 109Mm3/d que espera generar el país, incluyendo la primera ronda del Plan Gas 4.
La Secretaría de Energía deberá revertir el fracaso de la primera ronda en diciembre donde tan solo tres empresas (Total Austral, YPF y Tecpetrol) ofertaron un total de 3,60Mm3/d para entregar durante el invierno a un promedio de US$3,58 por millón de BTU (MBTU; US$3,57/MBTU en la cuenca Neuquina y US$3,43/MBTU en la Austral).
Para esta nueva convocatoria, el gobierno estableció que las compañías deberán proponer un precio igual o inferior al del gas natural en el punto de ingreso al sistema de transporte (PIST) en la licitación del 29 de diciembre, multiplicado por un coeficiente de 1,30.
Las compañías interesadas en participar de esta nueva ronda, que organizará Cammesa por cuenta de Iesa, tendrán hasta el 2 de marzo para presentar sus ofertas, cuando se abrirán los sobres. Los contratos se adjudicarán el 10 de marzo.
