El mercado argentino de gas tiene un talón de Aquiles: su amplia estacionalidad. La demanda está amesetada durante siete u ocho meses en los 120 millones de metros cúbicos diarios (MMm3/d) del fluido. Pero en el período invernal, entre mayo y agosto, el consumo trepa hasta 160 millones. Para las petroleras, ese gap se transforma en una complejidad estructural. Resulta difícil, por no decir inviable, correr el flujo de caja de proyectos de gas para cubrir con oferta local el pico de demanda. Si las productoras extrajeran 160 MMm3/d del recurso –lo necesario para cumplir con ese objetivo– terminarían sobrando más de 30 millones durante la mayor parte del año. Ese exceso de oferta provocaría una depredación en el mercado y presionaría a la baja los precios en boca de pozo. Tanto que terminaría con la rentabilidad de los desarrollos en el upstream de gas. La perforación de pozos sería antieconómica. Es un círculo vicioso de superar. A largo plazo, la salida será la exportación del recurso, en la medida en que como país logremos consolidar el ritmo de inversión necesario para ampliar la oferta. 

En el mientras tanto, lo que queda es apelar al ingenio para jugar con esos límites. Es lo que hizo Compañía General de Combustibles (CGC), la petrolera de Corporación América, que en diciembre comienza a inyectar gas en un reservorio depletado de la Cuenca Austral para acopiarlo hasta que la demanda crezca. Es el primer proyecto comercial de almacenamiento subterráneo que se realiza en la Argentina. Para encontrar una iniciativa similar, de mucho menor envergadura, hay que trasladarse 20 años atrás hasta Comodoro Rivadavia. 

El pasado reciente de CGC es una vitalidad afiebrada. La petrolera presidida por Hugo Eurnekian se quedó con los yacimientos de Petrobras en el sur de Santa Cruz, que estaban prácticamente sin actividad en un entorno de operación negativo por la alta conflictividad sindical. Una vez en control, el management que nombró Corporación América ordenó el territorio y duplicó su producción de gas a partir de desarrollos de campos convencionales y también de tight gas. Pero no solo se enfocó en el upstream. Con un rejuvenecimiento de la organización, incorporó profesionales que se dedicaron a pensar soluciones innovadoras para otros segmentos de gas. Por caso, estudió la instalación de una planta flotante en el Río de la Plata para regasificar gas, precisamente para cubrir el pico de consumo invernal. 

El proyecto de almacenamiento es otra apuesta disruptiva que genera beneficios de diverso tipo, según enumeran quienes estudiaron la iniciativa geológica, técnica y comercialmente durante más de un año, para saber si era viable y –sobre todo– sustentable. La iniciativa que a partir de este mes comenzará a estar activa demandará una inversión de u$s 50 millones en el full development, con un desembolso inicial de u$s 7 millones en la instancia piloto. 

El pozo inyector está ubicado en el área de Sur Río Chico, cerca del nodo de transporte de Río Gallegos, en la Cuenca Austral. El 20 de diciembre se empezará a inyectar gas natural en un pozo perforado en noviembre al tope de la estructura y en uno inactivo para volver a formar un colchón de «gas de trabajo» en una estructura depletada del campo, que pese a estar inactiva cuenta con 30 años de historia de producción. En esa dirección, durante los primeros años se inyectará más gas del que se extraerá. 

Ventajas

La principal ventaja para CGC es que podrá mantener estable el nivel de producción de gas durante todo el año, sin tener que bajar su oferta durante el verano. El gas almacenado en los meses estivales se venderá luego en el invierno o se utilizará como reserva para robustecer el esquema de exportación en firme hacia Chile. 

Pablo Chebli, Chief Operating (COO) de la empresa; Emilio Nadra, VP Comercial, y Andrés Cremonini, ingeniero a cargo del proyecto de almacenamiento, recibieron a TRAMA en el edificio palermitano de Bonpland donde está el búnker de Corporación América para comentar las particularidades del proyecto. 

«Es una inversión importante en un mercado con muchas dudas. Sin embrago el proyecto, avalado por el Instituto de Energía de Santa Cruz, tiene muchos pro, muchos aspectos positivos: la ubicación, la calidad del reservorio y de la estructura, el beneficio para la provincia, que sigue cobrando regalías durante el verano y para nosotros, que podemos vender más gas en invierno», recuenta Cheli, antes de agregar que la inversión podría repagarse a los 7 o 8 años. 

En palabras de Nadra, el driver del proyecto es poder gestionar mejor la estacionalidad intrínseca del mercado de gas. «Uno puede ver que hay bastante coherencia entre el estudio de montar una terminal flotante de regasificación en el Río de la Plata (que finalmente no se llevó a cabo) y este emprendimiento. Así como también con la opción de generar energía eléctrica, que también se está evaluando», indica. 

Todas las alternativas –complementa– apuntan a generar un set de soluciones para abastecer el pico de consumo, aplanar la oferta de gas, una condición sine qua non para desarrollar mercados y ser productores confiables, lo que permite mejorar la calidad de los contratos de venta del hidrocarburo. «La única forma de lograr un mercado de exportación es asegurar prioritariamente cómo se va a abastecer el mercado local. Hoy los contratos de exportación son interrumpibles, cuando lo que necesita la industria para crecer son contratos firmes. Tenemos que buscar formas creativas de poder suscribir esos contratos», expresa.

Ad hoc

CGC creó un equipo especial que está a cargo del desarrollo de Almacenamiento. Al frente está Cremonini, un ingeniero reservorista que trabajó en Alemania en este tipo de proyectos, por lo que allí también se consultó a especialistas técnicos. «Evaluamos otras cinco alternativas. Pero por tamaño y características, el bloque Sur Río Chico es el ideal», señala Chebli. En la misma línea, Cremonini profundiza: «Buscamos un reservorio ya depletado porque queríamos evitar la etapa de delineación y tener un conocimiento de cómo es el comportamiento dinámico de la estructura».

La petrolera barrió con un scanner sus yacimientos en la cuenca para detectar los de mayor permeabilidad de la roca con una profundidad de entre 1.000 y 2.000 metros. «En cuanto geológico evitamos la etapa de exploración, ya sabemos que se extrajo gas desde el campo. Es decir, descartamos que existe una estructura que pude contener el gas que vamos a inyectar», refuerza Cremonini.

Sur Río Chico fue operado por YPF y Pérez Companc en los 90, cuenta con nueve pozos perforados y una historia de producción conocida. «Esto nos permitió hacer un history match del reservorio para efectuar una simulación del proyecto de almacenamiento», afirma Chebli, ingeniero en Petróleo que, antes de llegar a CGC, pasó por YPF y Central Resources, entre otras empresas.
Nadra vuelve sobre la estacionalidad del gas. «Hoy hay nueve meses con sobreoferta y tres meses con déficit. Eso es insostenible. Existe demasiada sobreoferta para un pico que dura muy poco.
La solución es adquirir capacidad de almacenamiento», explica. A nivel global, la mayoría de este tipo de iniciativas se realiza cerca de los centros de consumo, para no depender de la disponibilidad en el sistema de transporte. Sin embargo, aunque el de CGC está emplazado lejos de las urbes del centro del país –Buenos Aires y el Litoral–, cuenta con una particularidad importante: está cerca de Río Gallegos, capital de Santa Cruz, que tiene su propio pico de demanda de gas, y a la vez, próximo al nodo en el cual nacen los gasoductos de exportación diseñados para abastecer al sur
de Chile.

Existe, además, una capacidad de transporte que es subutilizada en el invierno. «La idea es maximizar la producción aun cuando no tenés mercado en el verano; lo almacenás y en el invierno lo podés vender tanto para abastecer el pico local como para exportar. Podemos ir subiendo el nivel de producción óptimo porque contamos con una facilidad que funciona de pulmón para abastecer simultáneamente el pico local y los contratos de exportación», resume Chebli. 

Transporte

La demanda de gas de la zona cordillerana en Santa Cruz tiene una particularidad: en invierno, el consumo crece en las localidades emplazadas al oeste cuando y por eso, en esa estación existe más capacidad de transporte en el gasoducto San Martín. En el verano, en cambio, el consumo baja y todo el gas se vuelca al San Martín, que no posee tanta capacidad de evacuación. La diferencia entre invierno y verano es de unos 4 MMm3/d de gas. 

En la compañía destacan que, si la industria petrolera desarrollara almacenamiento, se avanzaría en materia de exportación de gas a Chile. A nivel nacional, durante los meses de calor se cierran pozos que producen entre 15 y 20 MMm3/d de gas. En la compañía destacan que si la industria petrolera desarrollara almacenamientos subterráneos se avanzaría en materia de exportación de gas a Chile en condición firme, no sólo desde la Cuenca Austral sino también desde Neuquén. «Si hubiera capacidad para acopiar ese fluido durante el verano para exportarlo durante el invierno, la región metropolitana de Santiago podría contratar en firme unos 5 MM3/d respaldado por un perfecto almacenamiento», calcula Nadra.

Un proceso en etapas

De acuerdo con lo planificado, CGC inyectará en el año unos 180 MMm3 del fluido para alcanzar los niveles de presión buscados en la estructura depletada de Sur Río Chico. Eso requiere, antes, que la petrolera incorpore unos 150 millones del fluido para generar un colchón de trabajo que permanecerá bajo tierra durante toda la vida del proyecto. Alcanzar ese colchón llevará entre tres y cuatro años. «Durante ese lapso no es que no vamos a sacar nada. Pero sí que vamos a inyectar más de lo que extraigamos», explica Chebli y detalla: «El primer año, se van a inyectar 50 MMm3 de gas y se van a producir 30.
En el segundo, introducimos 100 y sacamos 50; hasta que, una vez en la etapa de full development, logramos un colchón de gas de 150 millones y un gas de trabajo de 180 millones». «En concreto, la idea consiste en inyectar durante el verano 1 MMm3/d para extraer, en invierno, 2 MMm3/d de gas», pondera Chebli.

CGC construyó una pequeña planta de compresión a 500 metros de la boca de pozo. Allí, el gas se comprime antes de inyectar y cuando se produce se vuelve a comprimir para enviar a la planta de tratamiento. Para esta primera etapa piloto se perforó un pozo y se empleó un workover para respetar los estándares ambientales. En esta instancia, la petrolera no buscó socios. 

«Llevar el proyecto a una etapa de desarrollo pleno tiene un costo importante no solo en materia de pozos nuevos sino en el valor del gas de colchón. CGC inició el año produciendo 5 MMm3/d de gas, el doble que en 2017. Lo terminará con 6 millones. En 2020 podría alcanzar una oferta de 7 MMm3/d, pero dependerá de lo que suceda con el programa de estímulo que lanzó el gobierno de Mauricio Macri, que finaliza en 2021. «La hipótesis de base, simplemente con el cumplimiento de lo estipulado en materia de incentivos, es seguir perforando con dos equipos, pero podríamos reevaluar en función de lo que pase con el programa», concluye Chebli. ×

Planes de expansión

Cuando GSG tomó la operación de la Cuenca Austral, era una cuenca subdesarrollada y subexplotada. En poco tiempo, la empresa triplicó la producción. «Enfrentamos problemas geológicos, comerciales y también de operación que hemos podido solucionar; hace años que no tenemos un paro de producción y comprobamos que se puede seguir desarrollando en la Cuenca», asegura Pablo Chebli, COO de CGC, que anticipa que a futuro la empresa podría diversificar su porfolio. «Hoy nuestra producción viene del gas y estaría bien diversificarnos al petróleo, por lo que podríamos posicionarnos en otra cuenca», admite.

La incertidumbre del precio

Emilio Nadra, vicepresidente comercial de la petrolera, asegura que es casi imposible proyectar qué sucederá con el precio del gas. Son muchos factores los que inciden. «Pese a eso, nos lanzamos a hacer el proyecto de almacenamiento porque existe un convencimiento de que tiene basamentos racionales muy potentes para abastecer el pico de demanda de gas», afirma. 

«Estamos muy convencidos de que el proyecto genera mucho valor a nuestra producción, a los clientes locales, también a los del exterior y a la provincia, porque maximizan lo que cobran por regalías», explica.

El ejecutivo admite que cada vez que existieron depreciaciones del tipo de cambio, como las que ocurrieron en los últimos dos años, fue difícil mantener los contratos de gas. Eso es una debilidad para una industria con el potencial de la petrolera. «Los precios pueden ser regulados, pueden ser libres, pero tienen que ser sustentables. Tienen que permitir avanzar con un programa de aumento de la producción. La estabilidad macro es crítica para esta industria, porque si no es imposible correr un flujo de fondos», cierra.