Se desploma la actividad en la búsqueda de tight gas

Las métricas que siguen casi en vivo la cantidad de etapas de fracturas que se completan en las locaciones no convencionales terminan siendo para sus analistas como una suerte de electrocardiograma de la salud de los desarrollos. Y siguiendo esa analogía, lo que se observa en la producción de tight gas termina reflejando un cuadro de salud complicado, con una fuerte caída en el ritmo vital.

En términos de industria, la medición de las etapas de fracturas revela que en el caso de la actividad sobre arenas compactas la caída no sólo es tremendamente marcada, sino que además traza una línea en picada que comenzó a acentuarse el año pasado.

Las operadoras reconocen la situación compleja que atraviesa este tipo de desarrollos no convencionales y que aseguran que se debe a los cambios que se han registrado dentro del mercado nacional del gas.

Es que por un lado el exceso de oferta de gas en meses como el que está transcurriendo llevan a las operadoras a priorizar los desarrollos económicamente más rentables y los de tight gas no se encuentran precisamente entre ellos. En esa determinación de rentabilidad es en la que se cuela el segundo factor que incide en la baja actividad de estos bloques y que se debe a que, salvo un par de excepciones, la mayoría de los desarrollos en tight gas fueron dejados fuera de los subsidios a la producción que otorga la Resolución 46.

En marzo pasado se completaron un total de 10 etapas de fractura en desarrollos tight, un 91% menos que las registradas en el mismo mes del año pasado cuando se habían alcanzado las 116 etapas.
Según los registros que elabora NCS Multistage la caída es tal que incluso si se compara el primer trimestre de este año con el del 2018, la contracción llega al 72%.

En el primer trimestre del 2016, cuando los desarrollos en arenas compactas eran tan prometedores como los que se hacían en shale, se realizaron un total de 401 etapas de fractura. Para el año entrante esa cantidad se había reducido a 309, también en el primer trimestre. En 2018 el período cerró con 282 etapas completadas, que chocan contra las 79 que se concretaron en los primeros tres meses de este año.

Para el country manager de NCS Multistage, Luciano Fucello, “las diferencias que hay entre el shale y el tight están haciendo que las empresas prioricen el primero en un momento en el que sobra gas y baja el precio”. Entre esas diferencias detalló que “en productividad una etapa de fractura rinde mejor en shale que en tight, por los desarrollos que han hecho también están siendo más baratas las etapas en shale”.

Un tercer factor en la ecuación es el riesgo geológico. “El shale es más seguro porque no sucede como el tight que podés encontrar zonas productivas malas, porque en shale se navega por un horizonte productivo estable”.

Si bien desde algunas operadoras consultadas se señaló que “si en algún momento el precio del gas o la demanda repuntan, el tight es el que puede reactivarse más rápidamente”, también se reconoció que el impacto negativo que está teniendo esta menor actividad en la producción se acrecentará con el paso de los meses.

De acuerdo a los registros del ministerio de Energía de Neuquén la producción total de este tipo de gas no convencional no ha decrecido, alcanzando en noviembre del año pasado los 17,3 millones de metros cúbicos por día y elevándose levemente en febrero de este año a los 18,1 millones de metros cúbicos.

Lo que sí muestran los registros de la provincia que capitaliza a Vaca Muerta es que el tight gas ha ido perdiendo terreno ante el shale gas al mostrar un escenario de amesetamiento contrario al del crecimiento de la producción que marca el shale.

En este caso pasó en noviembre de representar el 39% de toda la producción de gas de la provincia, a caer al 25% en febrero pasado.
Pero si bien la producción global aún muestra un amesetamiento, hay algunos bloques productores de gas de arenas compactas que revelan ya una caída en su generación.

Rincón del Mangrullo de YPF es posiblemente el mejor ejemplo de la crisis del tight gas. El bloque fue uno de los doce desarrollos que, habiendo tenido el visto bueno del gobierno neuquino para acceder a los incentivos de la Resolución 46, finalmente fueron dejados de lado cuando se realizaron, en enero pasado, los recortes.

De acuerdo a los registros de la Secretaría de Energía de la Nación, Rincón del Mangrullo había alcanzado en febrero del año pasado una producción de 5,1 millones de metros cúbicos por día.

Pero transcurrido un año, y los cambios de subsidios y precios del gas, el bloque generó en febrero pasado 2,98 millones de metros cúbicos. Es que mientras el año pasado operaba con 130 pozos en producción, 3 menos que en este año, el desarrollo sólo sumó dos pozos en todo el año.

En Río Negro, Estación Fernández Oro (EFO) muestra una situación llamativa. Si bien su producción se mantiene en 3 millones de metros cúbicos por día y cuenta con el aporte de subsidios, la evolución de sus pozos en poco tiempo podría derivar en una caída en la extracción. Es que no sólo está operando con un 8% menos de pozos que en 2018 sino que también redujo el ritmo de perforaciones nuevas.

Nación dio marcha atrás con la subasta de gas para distribuidoras

Casi con las horas contadas para la apertura de las licitaciones para que la distribuidoras de gas adquieran el fluido que les falta para hacer frente a la demanda de los meses de invierno, el gobierno nacional decidió dar marcha atrás y suspender la convocatoria dado que consideraron que ya no es necesaria.

La decisión fue comunicada por el Mercado Electrónico del Gas (Megsa) pero fue tomada por el secretario de Energía de la Nación, Gustavo Lopetegui.

Luego de la gran licitación que se realizó en febrero -la primera desde la privatización de Gas del Estado- las distribuidoras calculaban que les faltaba contratar cerca de un 15% del volumen que necesitan para dar respuesta a la demanda básica.

Ese margen es el que parecen haber reajustado las distribuidoras y que permitió a Lopetegui suspender una licitación que, recalentada por un nuevo período de disparada del dólar, prometía cerrar con precios mucho más altos que registrados en febrero.

En ese momento el valor promedio negociado fue de 4,62 dólares por millón de BTU, un precio que si bien no es alto y es incluso menor al que regía el año pasado, fue mucho más alto que lo que se esperaba desde Nación.

Los pronósticos indicaban que en las nuevas subastas para garantizar el gas para lo que queda de abril y todo el invierno, con agosto incluido, iba a ser mucho mayor.

Paralelamente a la suspensión de la convocatoria, desde la secretaría de Energía de la Nación se avanza en el análisis de las cinco propuestas que se presentaron para ampliar los gasoductos del país y se apuran los cálculos para poder llevar una propuesta avanzada para la licitación del desarrollo a la próxima Mesa Vaca Muerta que se realizará antes de fin de mes en Buenos Aires.