FEDERICO ARINGOLI
Con el recuerdo latente de excedentes sin comercializar se prende una luz de alerta. Las elevadas proyecciones oficiales chocan con la falta de nuevos mercados.
El gobierno provincial arrancó el año petrolero dando señales claras: confirmó la aprobación de 11 proyectos dentro del nuevo Plan Gas (Resolución 46). Se trata del programa del gobierno nacional que garantiza subsidios a la producción de gas no convencional. Este panorama le permite el gobernador Omar Gutiérrez ratificar las altas previsiones que trazó para el sector.
Sin embargo, la meta de un crecimiento del 20% en los volúmenes extraídos, no termina de cerrar entre los especialistas del sector.
La cuenta a la que muchos se remiten tuvo manifestaciones claras en los últimos meses de 2017. Neuquén produce el 50% del gas que se extrae en el país y desde hace al menos cuatro años la curva productiva se mantiene al alza. La estacionalidad del consumo domiciliario (que se desploma durante el verano) hizo que por algunos días quedarán entre 4 y 8 millones de metros cúbicos sin destino comercial.
Los números no son menores para todos los actores. Representan entre el 7 y el 14 por ciento del gas que se produce en toda la provincia. Es gas que no se vendió por lo que las operadoras no pudieron monetizarlo y el Estado provincial no consiguió regalías.
El interrogante ya es el mismo desde hace tiempo: de qué modo se ampliará la demanda para que los niveles de gas existentes y los nuevos proyectos no se encuentren con un cuello de botella que termine haciendo rebotar el tan ansiado desarrollo de Vaca Muerta y los no convencionales. Tanto el gobierno provincial como el nacional analizan las alternativas para crear nuevos mercados.
Sin embargo las señales parecen ser confusas, por lo menos desde el ministerio de Energía de Nación. Por un lado se instrumentó un acuerdo con el vecino país de Chile para iniciar intercambios de gas –se envía durante el verano y se recupera en invierno–, pero por el otro la vinculación entre la generación térmica (que utiliza gas como combustible) y la hidroeléctrica sigue desfasadas, lo que afecta uno de los mercados del fluido.
Ciertamente las hidrogeneradoras venían arrastrando malos años y esta temporada están despachando mejor, lo que podría leerse como una suerte de compensación con el guiño del Estado nacional a través de Cammesa. Esta situación fue advertida por algunos analistas en las últimas semanas.
El ministro de Energía de Neuquén, Alejandro Monteiro, le confirmó a “Río Negro Energía” que se presentaron 13 proyectos para ingresar al programa de subsidios de la Resolución 46, que establece un sendero de precios diferenciales hasta 2021 (arranca en 7,5 dólares y termina en 6 dólares por millón de BTU).
Tres de esos planes ya fueron ratificados por Nación: Fortín de Piedra (Tecpetrol) y Aguada Pichana Este y Rincón de la Ceniza (Total). Otros ocho recibieron luz verde de la administración provincial –el plan exige un doble check entre Provincia y Nación– y hay dos a punto de ratificarse.
Los ocho bloques que tienen el visto bueno Gutiérrez son: Aguada Pichana Oeste y Agua de Castro (PAE); Agua del Cajón (Capex); El Orejano, Río Neuquén, La Ribera I y II, Aguada de la Arena, Octógono-Al Norte de La Dorsal- Dadin (YPF) y; Centenario (Pluspetrol). Además a los dos que aún quedan pendientes se sumarían algunos proyectos más.
La mayoría son apuestas que arrancarán casi de cero y por lo tanto, por más que puedan conseguir buenos niveles de producción, el desarrollo de infraestructura en superficie para acondicionar y transportar la producción llevará un extendido cronograma de tareas.
Se trata de proyectos que se armaron a la medida de la Resolución 46, para saltear la reglamentación que garantiza los subsidios para todas las áreas que, al momento de suscribirse, produzcan menos de 500 mil metros cúbicos diarios, es decir nuevos yacimientos. Para el resto, como Aguada Pichana Este o El Orejano, que son bloques con importantes niveles de producción, sólo conseguirán precio diferencial para todo lo que saquen por encima del promedio anual.
Esta distinción, aplicada por el ministro de Energía Juan José Aranguren, causó enojo en las principales operadoras que ya contaban con proyectos no convencionales en marcha. Entendieron que se castigaban los desarrollos que llevaron a que la mitad del gas de Neuquén sea no convencional.
Sin embargo para Aranguren el objetivo del plan es claro: se buscan adelantar inversiones para que las petroleras no tengan los campos inactivos. Los proyectos que se lanzaron con anterioridad –entiende el funcionario– deberían tener su ecuación económica resuelta sin el nuevo programa de subsidios.
Según el gobierno neuquino los 11 proyectos aprobados garantizan inversiones por 6.781 millones de dólares hasta 2021. De ese total, 2.300 millones corresponden a la apuesta que Tecpetrol, la petrolera de Techint, está llevando adelante en Fortín de Piedra.
En total se comprometió la terminación de 599 pozos, casi en su totalidad perforaciones horizontales, con un compromiso final productivo de 24,8 millones de metros cúbicos diarios al final del plan. Esto representa un incremento del 45 por ciento en la producción de gas de la provincia que, de sumarse a los actuales niveles, necesitará de nuevas vías de transporte porque no existe en la provincia esa capacidad de evacuación disponible.
Más allá de la necesidad de aumentar la demanda –y por ende el transporte– para colocar las proyecciones que se hacen con el nuevo gas, hay otra realidad que deja grises sobre las estimaciones oficiales. Los bloques que ya están produciendo importantes volúmenes de gas no convencional y que no consiguieron precio diferencial podrían quedar en piloto automático.
Por ejemplo una de las principales operadoras de la cuenca ya anticipó que para su área estrella, donde produce 3,2 millones de metros cúbicos diarios, solo planifico dos pozo para este año.
Los proyectos que no consiguieron entrar al nuevo programa de precios diferenciales podrían ingresar en una zona de relax que afecte la producción.
A diferencia de 2017, cuando el gobierno neuquino no estuvo certero con las variables que hacen a la industria petrolera (precios, tipo de cambio y producción), para este año se abren puertas de optimismo para las cuentas neuquinas. De acuerdo a las previsiones fijadas en el Presupuesto 2018 la Provincia espera recibir 9.500 millones de pesos por la extracción de gas y 4.700 millones de pesos por la producción de crudo.
Es la primera vez que los ingresos gasíferos duplican a los petroleros. El cálculo de la administración de Omar Gutiérrez significa que la recaudación para el gas será un 61% superior a la estimada para el año pasado.
La proyección se apoya en un mejor precio para el hidrocarburo, pero fundamentalmente en un crecimiento superlativo para la producción: 20%. Prevén que los yacimientos pasen de poco más de 55 millones m³/d a unos 68 millones m³/d.
En los pasillos del ministerio de Energía neuquino no cambian el gesto cuando se les pregunta por las bases de la estimación. Incluso señalan que solo con la producción de Fortín de Piedra se llegará al objetivo trazado.
El año pasado la administración local perdió 2.424 millones de pesos por cálculos equivocados en las cotizaciones, tipo de cambio y producción. Este año las variables fueron reducidas al máximo, tal es así que se proyectó un barril a 55 dólares cuando desde principio de año gravita por encima de los 65 dólares.
La evaluación de la administración de Omar Gutiérrez indica que
la recaudación para el gas será un 61% superior a la estimada para el año pasado.
u$s 6.781 millones de dólares suman
los once proyectos aprobados dentro del nuevo plan Gas
que se extiende hasta el 2021.
599 perforaciones comprometieron todas las propuestas que consiguieron el aval oficial.
13 propuestas se presentaron en total para ingresar a la continuación del programa de subsidios al precio del gas no convencional.
El ministro de Energía de la Nación indicó que junto a la exportación del hidrocarburo hacia Chile y Uruguay se buscará negociar un cambio en el convenio de importación con YPFB de Bolivia. Espera que las operadoras construyan centros de almacenaje.
Argentina tiene potencial de producción de gas como para que no tengamos una restricción en lo que es la oferta, el tema es cómo colocar la demanda”, aseguró el ministro de Energía de la Nación, Juan José Aranguren, y reveló los planes que desde su cartera perfilan para tratar de evitar que, como en noviembre, haya producción que quede sin destino.
“Hoy el problema no es ni precios, ni producción. El problema es de demanda en la Argentina, especialmente la demanda diferencial que existe entre verano e invierno y para eso tenemos que trabajar juntos para poder generar mejores oportunidades de desarrollo de mercado para la Argentina”, sostuvo tras participar de la inauguración de la ampliación de la planta de procesamiento de gas que Tecpetrol montó en Fortín de Piedra, un bloque desde el que espera que en un año se estén procesando 15 millones de metros cúbicos, es decir, el 10% del gas que consume todo el país.
“Ya hemos empezado a autorizar a exportar en el verano, por el momento en forma temporaria, pero seguramente a partir del verano que viene será en forma definitiva”, detalló el titular de Energía y explicó que los permisos, con el compromiso de reimportar el gas en los siguientes 12 meses, tienen como destino tanto a Chile como Uruguay.
En palabras de Aranguren, esa es una de las tres “herramientas” que se están definiendo para generar mercado. La segunda explicó es pautar un cambio en los acuerdos de importación con el gobierno boliviano.
“Nos interesa convencer y acordar con el gobierno boliviano que podemos importar menos en el verano y más en el invierno”, aseguró Aranguren a la consulta de “Río Negro Energía” y detalló que “hasta podemos estar hablando de precios diferenciales porque creo que es una ecuación que le conviene a los dos países”.
Sin embargo así como consideró que para el verano entrante se espera que las negociaciones con Bolivia “estén avanzadas”, Aranguren también reconoció que no espera que su tercer plan esté listo para fin de año: la creación de almacenajes para gas.
“Lo que tenemos que empezar a evaluar es la posibilidad de estar almacenando el gas producido en el verano para consumirlo luego en los períodos de pico del invierno”, detalló Aranguren y agregó que esa herramienta dependerá de las operadoras, entre las que señaló que “ se que Tecpetrol e YPF lo están haciendo”.
Por ahora el ministro de Energía da por seguro para el verano siguiente la consolidación del mercado chileno, una herramienta que será necesaria si se tienen en cuenta los desarrollos en marcha como el de Tecpetrol.
u$s 1.100 millones presupuestó la cartera para subsidios a la producción de nuevo gas.
6,5 millones de metros cúbicos procesará la planta de Tecpetrol entre marzo y mayo de este año.
De 0 a 5 millones en once meses
El 26 de marzo del año pasado se anunció oficialmente el desarrollo que Tecpetrol, la firma petrolera del Grupo Techint, montaría en Fortín de Piedra.
Once meses más tarde, este martes, el gobernador neuquino Omar Gutiérrez y el CEO de la firma Carlos Ormachea rieron al recordar que varios consideraron que era una idea de locos.
Pero lo concreto es que hace dos semanas la firma conectó siete de los 30 pozos que perforó al corazón de Vaca Muerta y en las siguientes dos semanas estará procesando 5 millones de metros cúbicos de gas por día.
Ormachea aseguró que “este es el proyecto más grande que Tecpetrol ha encarado en la historia de la compañía” y mientras recordó que en sólo siete meses se volcaron 700 millones de dólares en el área, en este año los desembolsos previstos alcanzan a otros 1.000 millones de los 2.300 millones que planea destinar la firma hasta el 2020.
Con un proceso de eficiencia marcado que le permitió a la operadora tener un promedio de 14 millones de dólares por pozo, Ormachea reconoció que la regla de precios de la Resolución 46 es lo que les permite afrontar los costos de este proceso acelerado.
Aranguren aseguró que también hay tratativas para venderle a Uruguay.
El próximo verano Argentina exportará gas a Chile sin convenios de devolución del fluido como el que rige en la relación contractual del presente. La gestión de Juan José Aranguren, ministro de Energía de la Nación, reactivó los envíos de gas al país trasandino aunque hasta ahora sólo pueden realizarse con la obligación de reimportar los mismos volúmenes.
En septiembre del año pasado Aranguren firmó una resolución que establece un máximo diario de hasta 3,5 millones de metros cúbicos a 9300 kilocalorías por m3, que Enarsa podrá comercializar a Chile, mediante la empresa ENAP Refinerías. Ese fue el puntapié inicial de una política tendiente a ir abriendo el mercado exterior para los hidrocarburos.
El comercio exterior del gas natural tiene la limitación de los ductos existentes. Con Chile la red está operativa, por lo que no hubo inconvenientes en reactivar los envíos. Aranguren dijo que Argentina va a aumentar su producción, fundamentalmente por la extracción prevista en Vaca Muerta, de modo de disponer para el próximo verano la capacidad de venderle a Chile sin necesidad de reimportar los volúmenes de fluido enviados.
En la misma línea avanza el gobierno nacional con las autoridades uruguayas. A la vez que se tramitará con Bolivia un recorte de importaciones.
El ministro de Energía confirmó la apuesta del Gobierno en materia de exportaciones de gas durante su paso por las instalaciones de Tecpetrol en el área Fortín de Piedra de Vaca Muerta, donde inauguró una planta de tratamiento de gas que llevará la producción de la subsidiaria de la multinacional Techint a 6,5 millones de metros cúbicos de gas por día.
