"La falta de gas de la semana pasada fue un baño de realidad para el Gobierno". La frase pertenece a un CEO de una importante petrolera que dialogó con Forbes y pidió por un nuevo esquema similar al Plan Gas que otorgue una mejor remuneración para incentivar la producción para el pico de consumo invernal.
El panorama, inesperado hasta hace pocos meses, muestra que la producción gasífera dejó de crecer y empezó a declinar. De hecho, en mayo, el no convencional cayó a un ritmo mayor que el convencional (-2,2% vs -0,8%). Y si bien responde más un desplome del tight que a una caída del shale de Vaca Muerta que subió un 11%, marca que este impulso ya no es suficiente para traccionar un mayor volumen y abastecer el mercado interno en los días de alta demanda.
Los datos de junio parecerían repetir el cuadro. Como explicó este medio, durante la crisis de falta de gas, los gasoductos que salen desde la cuenca neuquina no llegaron a llenarse y no sólo por los problemas técnicos de dos yacimientos puntuales.
Hubo unos 10 MMm3/d de capacidad ociosa producto de una menor inversión en la ventana de gas seco por problemas de rentabilidad relativa respecto a los pozos de petróleo y un incremento de los costos en dólares.
"Vos tenés dos tipos de producción de gas. La que viene asociada a la producción de petróleo y la producción especifica de gas. A medida que se fue desarrollando la producción de petróleo, el volumen de gas asociado es cada vez mayor. Eso determina que, por fuera del periodo invernal, en los meses de poca demanda, los pozos de la ventana de gas seco se empiezan a cerrar porque no tienen demanda", indicó el consultor Nicolás Arceo en declaraciones en Radio con Vos.
Esto significa que la producción de gas asociado al petróleo va cubriendo cada vez mayor proporción de la demanda y desplaza al gas seco, que es fundamental para cubrir el pico de invierno. Pero sin un mayor precio, es difícil que se desarrollen pozos para estar operativos solamente tres meses al año.
"Esto no te lo va a solucionar el mercado, vas a necesitar alguna extensión del Plan Gas o algún mecanismo similar que te permita contractualizar volúmenes adicionales para el abastecimiento del invierno. Vas a necesitar una remuneración adicional", afirmó Arceo.
Del mismo modo se expresaron varias productoras consultadas por este medio, que hablan de un precio de 6,5 dólares el millón de BTU, muy por encima de los 4,5 US$ que remuneró el último Plan Gas para los meses más fríos del año.
"Coincide con el techo de las ofertas de la última licitación. Si tenés que desarrollar toda la infraestructura necesaria para producir solamente tres meses al año, no cierra por debajo de ese precio. Y si lo querés hacer con contratos entre privados y no por un Plan Gas, que no te sorprenda que aparezcan precios de 7 dólares el MBTU", sintetizaron.
Los valores siguen siendo mucho más bajos que los precios de importación que rondaron los 12 dólares el MBTU, pero ponen en jaque la idea del Poder Ejecutivo de poder reducir los valores del gas local cuando finalice la contractualización del Plan Gas en 2028.