Fuente: Río Negro

   

Hasta la fecha se tramitaron ante la secretaría de Energía de la Nación 52 pedidos para exportar gas natural, de los cuales cerca de 40 ya tuvieron el visto bueno del gobierno nacional.

 

Durante el primer semestre del año el promedio diario de exportaciones fue de 5,9 millones de metros cúbicos, lo cual equivale prácticamente a la producción que en conjunto tienen dos áreas de Vaca Muerta como son El Orejano de YPF y Dow, y Aguada Pichana Oeste de PAE, YPF y Total Austral.

 

En total en los primeros 180 días del año el gas que fluyó a Chile, Brasil y Uruguay sumó 1.077 millones de metros cúbicos y representan prácticamente el equivalente a 19 buques de GNL.

 

La comparación es más que válida dado que a pesar de que aún en esta época invernal se mantienen los envíos al exterior, por la configuración de los gasoductos del país, el gobierno nacional continúa importando GNL para abastecer principalmente a la zona de Buenos Aires.

 

A la fecha son 12 los cargamentos que gas natural licuado (GNL) que ingresaron al puerto de Escobar, que en volumen representan cerca del 63% de las exportaciones. Por lo que de momento la balanza energética muestra que las exportaciones han sido mayores que las importaciones de buques metaneros por primera vez en más de una década.

 

En términos de ingresos, la ecuación no es tan benévola dado que el gas enviado hacia el exterior se ubicó por debajo de los valores a los cuales se adquiere el GNL importado. Los primeros 12 buques adquiridos por Integración Energética Argentina (Ieasa), la ex-Enarsa, requirieron del desembolso de 157,8 millones de dólares, según detalla el mismo organismo que precisa que el precio por millón de BTU fue de los 5,9 a los 6,7 dólares.

 

En tanto que los más de 1.000 millones de metros cúbicos exportados representaron cerca de 166,5 millones de dólares, pues el grueso de los contratos se selló en torno a los 4,30 dólares por millón de BTU.

 

De acuerdo a los datos de la secretaría de Energía de la Nación, los volúmenes de gas enviados al exterior reflejaron las fluctuaciones de la demanda nacional, dado que se trata de contratos interrumpibles ante las necesidades de consumo del país.

 

En enero los envíos tuvieron una caída sobre el nivel que en promedio había alcanzando diciembre de 2018, en coincidencia con la mayor demanda de gas para la generación eléctrica.

 

Marzo y abril, con sus temperaturas templadas, fueron los meses con mayor volumen de exportaciones de gas, con promedios diarios de 6,4 y 7,7 millones de metros cúbico respectivamente, pero además con picos de envíos de hasta 9,6 millones de metros cúbicos.

 

A partir de mayo, y del ingreso de las olas de frío, las exportaciones mermaron pasando a promedios diarios de 6,3 y 4,3 millones de metros cúbicos en mayo y junio, respectivamente.

 

Pero se espera que el ritmo de envíos al exterior vuelva a incrementarse a partir de septiembre en función de la cantidad de pedidos ya aprobados que supera los 27 millones de metros cúbicos por día y podría llegar a los 36,6 si se aprueban todos los pedidos presentados.

 

Sin embargo, desde la reapertura de las exportaciones en ningún mes se alcanzaron los volúmenes máximos autorizados para enviar gas a Chile, Brasil y Uruguay. Esto se debe a que si bien las petroleras firman contratos con volúmenes máximos fijados, los envíos corresponden a las necesidades reales de sus clientes que no han superado hasta la fecha el 27% del máximo aprobado.

 

La próxima primavera será clave para definir si, a casi un año de reanudadas las exportaciones, se logró recuperar la confianza de los clientes que, en el caso de Chile, aún recuerdan que hace una década los envíos se cortaron unilateralmente.

 

Pero además será clave para un posible incremento exponencial de las exportaciones la autorización de contratos de tipo ininterrumpibles, que permitan a los clientes del exterior pautar contratos a largo plazo y con la garantía de que no sufrirán cortes en el suministro.

 

De la mano de Vaca Muerta, la Cuenca Neuquina lideró los envíos

 

El incremento de la producción de gas natural que generó Vaca Muerta, y en especial el desarrollo de Tecpetrol en Fortín de Piedra, tiene un impacto directo no sólo en la reapertura de las exportaciones sino también en los contratos de venta pautados.

 

Cerca del 80% de los volúmenes totales que fueron autorizados por el gobierno nacional para ser vendidos en el exterior corresponden a la producción de la Cuenca Neuquina, y el 20% restante a la generación de la Cuenca Austral, ambas zonas receptoras de los subsidios a la producción de gas no convencional.

 

En el caso de la Cuenca Neuquina, la mayor parte de los contratos pautados corresponden en realidad al gas de tipo convencional dado que el mismo se produce a un menor costo que el gas no convencional.

 

Esta diferenciación entre las cuencas del país se debe no sólo a la existencia de mayor cantidad de gasoductos de exportación en las inmediaciones de la Cuenca Neuquina, sino también al perfil de los potenciales clientes, pues mientras a la altura de Neuquén y Mendoza se ubican los principales centros urbanos de Chile, y con ellos las más grandes centrales térmicas, en la zona sur del vecino país la principal demanda de gas corresponde a la planta de Methanex, una fábrica de metanol.

 

Chile es hasta ahora el principal comprador del gas argentino, seguido por Uruguay y, en tercer lugar, Brasil.

 

La producción subsidiada no fluye hacia los países vecinos

 

 La Resolución 104/18, por medio de la cual se autorizan las exportaciones de gas natural, fija un procedimiento especial para el gas que se encuentre beneficiado por los subsidios del nuevo Plan Gas de la Resolución 46/17.

 

Establece que las petroleras que reciban los aportes y opten por exportar parte de su producción deberán resignar el subsidio en la proporción equivalente a sus exportaciones.

 

Es decir que cada metro cúbico que exporten dejará de percibir el plus que en este año les garantiza un precio sostén de 7 dólares por millón de BTU, sobre el precio promedio de la cuenca.

 

Desde algunas operadoras anticiparon que es posible que, de lograr pautar contratos de largo plazo, opten por dejar de percibir esa porción del subsidio dado que el gran problema que enfrenta el sector es la falta de mercado para su producción.