INFORME MENSUAL DE MERCADO: MAYO 2021

Revisión Situación Gas Natural

El gas natural representa el 55% de la producción de energía primaria en Argentina. Nuestro país también es el mercado de gas más grande de América del Sur, con una base de consumidores generalizada en todos los segmentos y una infraestructura integral de gasoductos y redes de distribución. Durante muchos años, Argentina disfrutó de la posición de un exportador de gas confiable, con conexiones de gasoductos de exportación a Chile, Uruguay y Brasil y conexiones de gasoductos de importación a Bolivia, con la mayoría de las importaciones de gas destinadas a equilibrar el déficit de oferta/demanda en el invierno del hemisferio sur.

Nuestro país tiene una larga historia como productor de hidrocarburos, como se muestra en el gráfico siguiente, con excedentes disponibles para la exportación hasta 2003, que gradualmente disminuyeron a déficits posteriores a 2008. Las políticas energéticas y económicas adoptadas durante muchos años afectaron fuertemente la producción y demanda de hidrocarburos del país lo que llevó a una dependencia continua de las importaciones a partir de 2009.

 

A partir de octubre 2018 se verifica que las exportaciones comenzaron a incrementarse y que bajó el volumen consumido, lo que permitió disminuir el saldo deficitario de la balanza de gas. La caída en el consumo interno y las obras realizadas para poder exportar gas licuado (que permitieron complementar la capacidad de exportar a través de gasoductos) generaron un aumento de las exportaciones desde mediados de 2018 hasta comienzos de 2020.

La crisis financiera y las elecciones presidenciales de 2019 provocaron una gran incertidumbre sobre el mantenimiento de las reglas económicas en el sector. Como resultado, las empresas frenaron las inversiones, situación agravada por la pandemia. Tras su toma de posesión, el presidente Alberto Fernández mantuvo el congelamiento de los precios de los combustibles y enfrentó los desafíos adicionales planteados por la renegociación de la deuda de Argentina y las estrictas medidas de cierre tras el COVID-19.

Como resultado de todos los factores anteriores, desde agosto de 2019 hasta octubre de 2020 hubo una caída continua en el número de etapas de fractura en la producción de gas no convencional. En junio de 2020 la producción de gas cayó un 12% interanual, mientras que las importaciones de Bolivia, Chile y GNL alcanzaron un récord de 73 MMm3/día. La inversión en el upstream cayó de USD 6,9 mil millones en 2019 a USD 2,0 mil millones en 2020, lo que afectó el suministro interno para el invierno de 2021.

Cantidad de Fracturas por Empresa 2016-2021

Ante la inminente posibilidad de importar costosos combustibles alternativos en 2021, el actual gobierno lanzó un nuevo programa de incentivos denominado Plan Gas.AR (también conocido como Plan Gas IV). Los objetivos clave del plan son los siguientes:

  • Permitir inversiones viables en la producción de gas natural para satisfacer las necesidades de hidrocarburos del país.
  • Generar certidumbre a largo plazo en el sector.
  • Sustituir las importaciones de gas natural (GNL) y el consumo de combustibles líquidos por el sistema eléctrico nacional
  • Lograr un balance energético excedente acorde con los objetivos fiscales del Gobierno.
  • Brindar previsibilidad de oferta a la demanda prioritaria (pequeños consumidores) y a la generación de energía térmica.

 

El Plan consiste en un mecanismo de contratación a mediano plazo en dólares estadounidenses para impulsar la producción para el abastecimiento de los clientes prioritarios. Las características clave del plan son las siguientes:

  • Los productores deben comprometerse a cumplir con una curva de producción por cuenca con un plan de inversión; y entregar los volúmenes contemplados en los contratos con las empresas distribuidoras (demanda residencial) y con CAMMESA (centrales eléctricas).
  • Plazos de contrato de 4 años, con posibilidad de extender a 8 años para proyectos costa afuera.
  • Precios del gas por contrato establecidos por subastas públicas.
  • Existe un precio máximo admisible para cada cuenca. Los precios no excederán el precio máximo del Valor Actual Neto de 3,21 USD/MMBTU.
  • El Estado Nacional cubrirá la diferencia entre el precio de subasta y el precio regulado.
  • Los productores adheridos al Plan tienen derecho de prioridad para exportar parte del volumen total de exportación como oferta firme, pero fuera del período estacional de invierno.

 

Según estimaciones del Gobierno, el plan permitiría una inversión suficiente para revertir la disminución de la producción nacional, con niveles de producción ligeramente por encima de los niveles de 2020, lo que reduciría la necesidad de costosos suministros importados, como se muestra en el siguiente gráfico.

El Gobierno estimó que el Plan costaría USD 5,1 mil millones en el período 2021-2024, de los cuales USD 2,45 mil millones serían subsidios directos a las empresas distribuidoras y USD 2,6 mil millones relacionados con el costo fiscal del gas importado. Según la calificadora Fitch, el mecanismo de precios es suficiente para cubrir los costos de producción actuales, estimados en 2 a 3 USD/MMBtu, pero podría ser insuficiente para alentar la inversión a largo plazo en recursos de gas no convencional, que Fitch estima requiere precios de 4.3 USD/MMBtu.

Sin embargo, considerando el tamaño y la calidad de Vaca Muerta y la reducción continua de los costos de extracción, los técnicos de las empresas productoras son optimistas de que este mecanismo respaldaría el desarrollo de gas no convencional más allá de 2024. El Plan Gas.AR, a diferencia del congelamiento de precios en períodos anteriores, brinda previsibilidad para el productor, con precios en dólares estadounidenses, con un horizonte temporal considerable para un sector muy sensible a las políticas de precios.

Luego del lanzamiento del Plan Gas, la mayoría de las actividades de fracturamiento se han recuperado. Por ejemplo, el mes pasado se llevaron a cabo un total de 985 operaciones de fracturación de esquisto en la formación Vaca Muerta, una disminución del 9% desde el récord de 1.079 establecido en mayo, según datos proporcionados por operadoras de servicio.

El nivel de junio fue el segundo más alto registrado para Vaca Muerta, justo detrás de mayo, y absorbió una acumulación de actividad creada por las protestas y los bloqueos de carreteras en abril.

Para tener una dimensión de la magnitud de la recuperación, en junio de 2020, cuando las restricciones asociadas con la pandemia de Covid-19 aún eran estrictas, solo se registraron 196 operaciones de fractura de esquisto.

La estatal argentina YPF lideró la actividad de junio con 532 etapas de fractura llevadas a cabo por Halliburton y Schlumberger.

Siguió Shell con 160 protagonizados por Halliburton; la firma local Pluspetrol con 93 de Weatherford; Total de Francia con 68 de Schlumberger; la independiente latinoamericana Vista Oil & Gas con 65 de Schlumberger; Tecpetrol con 50 realizadas por Tenaris, ambas filiales del Grupo Techint de Argentina; y Pan American Energy, una empresa conjunta 50/50 entre BP y Bridas, con 17 de Calfrac.

La creciente actividad de esquisto refleja no solo una relajación de las restricciones de Covid-19, sino también los efectos de un programa de subsidios al gas natural y el aumento de los precios internacionales del crudo que está promoviendo las exportaciones.

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