Tras el “verano” del gas podría caer la producción

Empresas y consultores coinciden en que durante el invierno se incrementará la producción y a partir de septiembre comenzaría a disminuir. La falta de mercados donde colocarla y el bajo precio son las principales causas.



Aguada Pichana Oeste. La mayor producción llevó a una encrucijada por la que ahora se están frenando desarrollos.

Aguada Pichana Oeste. La mayor producción llevó a una encrucijada por la que ahora se están frenando desarrollos.

En noviembre de 2017 la primavera hizo sentir el efecto de sus temperaturas templadas y por primera vez en una década la producción nacional de gas fue excedentaria. Durante algunos días sobraron hasta 8 millones de metros cúbicos de gas natural. La falta de demanda que adquiera la mayor producción que se estaba registrado ya era evidente.

Desde ese primer cierre forzado de pozos pasaron dos años y medio, el mismo plazo de tiempo que, desde varias petroleras, estiman hoy que tardará el segmento de la producción de gas en volver a acelerarse a tasas de más del 150% interanual.

Es que tanto en la primavera pasada como en el otoño que terminó la producción que debió cerrarse llegó a picos de 20 millones de metros cúbicos y generó un efecto corrosivo en el precio del gas natural que ahora amenaza las inversiones por venir.

En números

132,1
millones de metros cúbicos fue la producción de gas natural que se alcanzó en abril en todo el país.

Mientras tanto la radiografía de la producción alcanzada en abril plasmó que, si bien la producción general del país se incrementó un 2,2%, este porcentaje respondió a la mayor producción alcanzada en un puñado de desarrollos de Vaca Muerta. En la mayoría de los yacimientos del país la tendencia fue a la baja.

En el análisis por regiones elaborado por G&G Emergy Consultant, la consultora que conduce Daniel Gerold, se evidencia que salvo las cuencas Neuquina y Austral, las demás cerraron el mes en rojo. En el caso de la Cuenca del Golfo San Jorge la caída interanual fue del 4,6%, en la Cuenca Noroeste se alcanzó una baja del 9%y en la Cuenca Cuyana bajó su ya bajo aporte un 4,3%.

El tight gas muestra sus peores números y una tendencia marcada a la baja.

En contraposición, en la Cuenca Austral se arribó a valores históricos aunque el incremento interanual fue del 1,4%. Mientras que en la Cuenca Neuquina el alza fue del 4,6% y explicó 81,4 de los 132,1 millones de metros cúbicos de gas natural que por día se produjeron en todo el país.

Las operadoras consultadas coinciden en que la producción de gas tendrá un “veranito” a partir de este mes y hasta agosto incluido a partir de la mayor demanda que se registra por el efecto de las bajas temperaturas. Sin embargo también estiman que a partir de septiembre comenzará un período de amesetamiento de los desarrollos que podría derivar en una caída en los volúmenes de producción.

Medidas de intervención directa en los precios llevarán a la reducción de inversiones con deterioro productivo en 2020 y 2021”.

Infrome G&C Energy Consultant.

En los próximos dos a tres años no va a haber un cambio en el país y haremos las inversiones atadas a la demanda que está reducida al mercado local y a las exportaciones que se puedan pautar”, confiaron a “Energía On” desde una de las principales petroleras de Vaca Muerta.

Es que, como ocurre en todos los rubros, el exceso de oferta llevó a una caída en el precio del gas que hoy choca contra el valor de reposición que utilizan las operadas a la hora de definir nuevos desarrollos. Según se explicó para que Vaca Muerta y otras zonas gasíferas del país sumen más desarrollos se requiere de un precio que en líneas generales va de los 4 a los 6 dólares por millón de BTU.

Junto al exceso de oferta en los meses templados la participación de gas que goza de los subsidios de la Resolución 46/17 -que para este año les garantiza 7 dólares por millón de BTU- causó que algunos contratos spot se hayan pautado a menos de 2 dólares.

En números

70,4
millones de metros cúbicos fue la producción que alcanzaron en abril los desarrollos asentados en Neuquén.
8 millones
de metros cúbicos quedaron sin producirse en abril en Neuquén.

El gran desarrollo disruptivo en el segmento del gas fue Fortín de Piedra, de Tecpetrol, un yacimiento que apalancado por la Resolución 46 explica buena parte del incremento del año pasado y del actual en la producción pero que tras la reinterpretación del programa de subsidios redujo la actividad de perforación y situó su producción en una meseta con tendencia a declinar.

Desde G&G Energy Consultant advierten además que “medidas de intervención directa en los precios como sucediera en la reciente subasta de Cammesa llevará a la reducción de inversiones en forma próxima con deterioro productivo en 2020 y 2021 por efecto de estas medidas de corto plazo ajenas al funcionamiento de un mercado sustentable”.

Las pocas luces verdes que se ven en el camino se encuentran por un lado en la senda exportadora que ahora podría ampliarse a Brasil gracias al convenio firmado con ese país.

En tanto que por el otro lado el incremento en la producción de shale oil podría cuando menos equilibrar la caída de la producción de gas gracias a los desarrollos situados en zonas donde se extraen a la vez ambos hidrocarburos. Es que en estos casos las grillas económicas cierran con el petróleo y permiten producir un gas mucho más económico y por ende apto para un mercado en baja como es el que muestra hoy el país.


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