OIL & GAS

Sobra gas en Neuquén pero falta para generar electricidad

Las claves de la manta corta. El sistema de transporte desde la cuenca neuquina está al tope de su capacidad. Se habilitaron más exportaciones a Chile este verano. En el Norte del país y el Litoral falta gas para las centrales térmicas por el declino de Bolivia.

El crecimiento que mostró este año la producción de Vaca Muerta tras la implementación del Plan Gas saturó la capacidad de transporte de la cuenca neuquina hacia los grandes centros urbanos de Buenos Aires y hacia el Litoral, zonas donde se ubica gran parte del parque generador térmico del país. No habrá soluciones en el corto plazo para ese cuello de botella, porque son necesarias inversiones millonarias en nuevos gasoductos y ampliaciones a los sistemas existentes.

Un informe técnico realizado por la Dirección Nacional de Exploración y Producción de la Secretaria Energía de la Nación al que accedió +e, indica que la producción en la cuenca neuquina a través del desarrollo no convencional en Vaca Muerta, llega a niveles de producción de 89 MMm3/día, con un incremento del 27% de enero a septiembre de 2021. Esta producción se concentra en pocas empresas, entre las que se destaca YPF con el 40%, compañía que tuvo tuvo un crecimiento total en la cuenca de un 37%.

El informe señala que la producción se ve limitada por la capacidad de transporte del sistema de ductos que nace en la cuenca neuquina de TGS y TGN, con capacidades de evacuación para el mercado interno que llegan a los 77 MMm3/día.

Durante el invierno pasado, en el gasoducto de Centro Oeste se observó una saturación efectiva, mientras que para el sistema TGS (Neuba I y Neuba II) tuvo una holgura de aproximadamente 5 MMm3/día. “A medida que los consumos regionales caen por aumento de la temperatura, esta capacidad se ve restringida hasta casi niveles de saturación”, agrega el documento.

 

Pese a este escenario de abundancia en Vaca Muerta, aún no se alcanza a cubrir la demanda total del país y es necesario recurrir a importaciones para cubrir los picos de consumo.

Sin embargo, se espera que el principal proveedor de gas desde el exterior, Bolivia, siga declinando fuerte su producción en los próximos años. Ante ese escenario, y hasta que no se amplíe la capacidad de transporte de la cuenca neuquina, el país deberá gastar cada vez más sus escasas divisas para solventar las importaciones de GNL y líquidos combustibles para la generación de electricidad. Esa situación será particularmente preocupante cuando se liciten los buques gasíferos para el invierno 2022 en un contexto de fuerte suba de los precios internacionales.

Generación ineficiente y costosa

En materia de generación eléctrica, CAMMESA proyecta un escenario de dificultad creciente ante la doble ocurrencia: incremento de la demanda eléctrica (a ser generada con mayor requerimiento térmico) y menor oferta de gas natural ya sea por el declino en los yacimientos de la cuenca norte y sur del país, volúmenes contractuales no cumplidos por parte de Bolivia, altos precios en la importación del GNL y por la saturación del sistema existente de transporte desde Neuquén.

Para poder cumplir con sus contratos, y ante la demanda insatisfecha de gas natural, CAMMESA debe recurrir permanentemente al uso de combustibles líquidos.

La baja de la inyección en la cuenca norte y de la importación de Bolivia ponen en riesgo el abastecimiento de la demanda ante la imposibilidad de operar centrales eléctricas de altos rendimiento como ser los ciclos combinados en el área del NOA.

Sumado a ello, la saturación del sistema de transporte de la cuenca neuquina impacta en una menor disponibilidad de gas natural en el área del Litoral argentino, donde se encuentran instalados los ciclos combinados de mayor  eficiencia, obligados de esta manera a la utilización del gasoil , lo cual implica mayores costos, horas de operación y frecuencia entre mantenimientos. 

Exportar a Chile

A su vez, la saturación de los tres gasoductos que unen la cuenca neuquina con los grandes centros de consumo del país implica que los productores de Vaca Muerta no puedan seguir incrementando su producción.

Ante ese panorama, la Secretaría de Energía optó por la alternativa de permitir a las compañías que exporten a Chile los excedentes que habrá entre enero y abril de 2022.

El informe oficial plantea que la venta de gas a Chile permitiría, por un lado, mantener o incrementar el desarrollo de los recursos no convencionales neuquinos, y, por otro, “compensar, aunque sea en parte, la salida de divisas producto de la importación”.

El precio de los contratos autorizados plante a un precio mínimo del gas de 4,47 dólares el millón de BTU (MBTU) y un máximo de 6,50 dólares, para promediar 5,03 dólares el MBTU.

Según las estimaciones oficiales, se espera que ingresen divisas al país por 206 millones de dólares por esas ventas al país vecino que se aprobaron para el periodo octubre de 2021-abril de 2022.

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