Entre el 26 y el 29 de abril, la inyección de producción doméstica al sistema troncal de gasoductos y a consumos en boca de pozo se derrumbó casi atravesar hasta la barrera de 90 millones de metros cúbicos diarios (MMm3/d) de gas, con un impacto que la llevó al nivel de los peores días del Aislamiento Social Preventivo y Obligatorio (ASPO) en un sistema ya castigado. La semana siguiente se recuperó y en mayo se acomodó en la banda de los 110 MMm3/día, pero aún es insuficiente para cubrir consistentemente la demanda del fluido en esta época del año.

Desde principios de 2020 a la fecha se registró la caída más pronunciada de la oferta doméstica de hidrocarburos en 71 años. Así lo consignó Luciano Caratori, consultor especializado y ex subsecretario de Planeamiento Energético, que configuró una serie histórica que sigue el comportamiento de la producción doméstica bruta de gas natural y su variación interanual desde 1950 hasta abril de 2021.

El derrumbe histórico se explica desde una perspectiva multicausal: inciden los efectos de la pandemia que repercutieron en la actividad de la industria hidrocarburífera, el conflicto sindical en la cuenca Neuquina que implicó cortes de ruta y paralizó la actividad durante 22 días durante abril y el declino natural de los yacimientos no convencionales, mucho más abrupto que el de campos convencionales.

Al respecto, Luciano Caratori señaló que existen eventos predecibles y regulares: «que haga frío en invierno es algo normal, no es un elemento disruptivo. No es que tuviste una invasión extraterrestre. También sabemos que los pozos naturalmente declinan (más en el caso de los yacimientos no convencionales). El tema es cómo te preparas para esos eventos que sabes que van a acontecer y cómo te preparas para ser menos vulnerable a otros que son inciertos pero que también pueden pasar». «Mientras menor sea la producción doméstica, mayor es por ejemplo la vulnerabilidad frente a un problema en los puertos. Por otra parte, ¿qué ocurre si alguien quiere hacer otro paro en Neuquén en julio o agosto?”, se preguntó.

Expectativas

“Durante el paro por autoconvocados de salud en la cuenca Neuquina se inyectaron 13 MMm3/d por debajo de los días previos, pero luego la oferta se recuperó. Hay un crecimiento y estimo que la producción de mayo va a cerrar similar al mismo mes del año pasado. En términos de inyección de producción doméstica de gas, ahora se está inyectando en el orden de los 108 MMm3/d, menos del 1% por debajo de mayo del 2020 y 10% por debajo del 2019. La caída se detiene y eso es una buena noticia”, subrayó el consultor.

Para Caratori, una de las grandes causas del derrumbe “es la dificultad en el manejo de expectativas«. «¿Hace cuánto que el gobierno habla de la ley de Hidrocarburos? Las compañías no son ONGs sino que tienen por fin maximizar el ingreso de sus accionistas. Decir durante dos años que vas a sacar una ley que de certezas en un país incierto es atentar precisamente contra la certeza que querés generar. Es una situación absurda y a esto le atribuyo una parte importante del escenario. La mejor opción sería sin dudas hacer que no sea necesaria una Ley”, y concluyó: “Uno de los mayores problemas de la discusión pública sobre energía es olvidar su carácter de sistema. Todo esta interconectado y las decisiones que se toman sobre una punta afectan al resto”.

La situación de YPF

La delicada situación de YPF que registró una caída de 16,8% en la producción de gas es otra de las claves para entender la disminución de la oferta de gas local. La petrolera controlada por el Estado no consigue recuperarse y perdió US$ 25 millones en el primer trimestre del año.

Sobre este punto, Caratori indicó que “YPF tiene aproximadamente el 31% del esquema gas (Plan Gas Ar) y el impuesto a las grandes fortunas. El impacto en el ingreso este año de US$ 350 millones más 550 millones por el impuesto (que recaudó IEASA y aún no inyectó en YPF). Es decir, 900 millones que equivalen a 82 pozos de shale gas. Espero que algo de eso se vea reflejado en la actividad”.

“No puede ser que la política energética consista en mejorarle los números a YPF, porque la política de YPF también consiste en mejorar sus números dado que tiene un 49% de accionistas que no son el Estado. La pregunta es cómo se compatibiliza semejante transferencia cuando no tiene el impacto esperado en el abastecimiento”, afirmó Caratori.

Importaciones y restricciones al sector industrial

Para abastecer la demanda de gas durante el período invernal, Cammesa, la compañía mixta que administra el mercado eléctrico mayorista (MEM) importó recientemente más de 10 cargamentos de 50.000 metros cúbicos día de gasoil y no descarta comprar más. Los buques adicionales de combustible líquido costaron unos US$ 250 millones y arribarán a partir de la segunda semana de junio. Además, se llamó a licitación para la compra de dos cargamentos de 49.000 m3/d de fuel oil provocando un costo incremental de divisas y el eventual aumento de subsidios eléctricos.

Al mismo tiempo, dos factores de índole ambiental y coyuntural contribuyeron a dificultar el suministro de gas para las centrales de generación eléctrica. Por un lado, la sequía histórica en las represas binacionales Yacyretá y Salto Grande y por otro la reducción de los volúmenes de importación de gas desde Bolivia.

Durante el fin de semana, Camuzzi, Naturgy y Metrogas, -las principales distribuidoras del país- cortaron el suministro de gas interrumpible a clientes industriales. Asimismo, Camuzzi Gas Pampeana debió cortar el servicio a 130 estaciones de gas natural comprimido (GNC). El contexto es complejo y la disminución de la disponibilidad de gas local desata la pregunta por el futuro inmediato, sobre todo, porque en términos estacionales, el invierno comienza recién el 21 de junio.