La exportación de gas natural con contratos ininterrumpibles a Chile, por unos 11 millones de metros cúbicos (m3) diarios hasta el 30 de abril próximo, permitirá sostener la producción incremental de la formación de Vaca Muerta ante la baja demanda estacional y la limitación de transporte de los gasoductos que se mantendrá, al menos, hasta mediados de 2023.

En los últimos días la Secretaría de Energía aprobó nuevas exportaciones en firme hasta abril que le permitirán al Gobierno cumplir con esta ronda con el compromiso de completar los 11 millones de m3 diarios de exportaciones que habían sido planteados en el lanzamiento del Plan Gas.Ar, a fines de 2020.

El vía libre para el período entre el 1 de enero y el 30 de abril son exportaciones con picos de 4,23 millones de m3 diarios, que se suman a los 6 millones de exportaciones en firme ya previamente autorizados, señala la nota de Ignacio Ortiz para la Agencia Oficial Télam.

La decisión se tomó a partir del informe técnico realizado por la Dirección Nacional de Exploración y Producción, a solicitud de la Subsecretaría de Hidrocarburos, sobre el posible excedente de gas natural en la Cuenca Neuquina.

En ese sentido, se destaca que la producción de gas natural mostró desde mayo último, tras pocos meses de la implementación del plan Gas.Ar, una marcada recuperación alcanzando en el período a octubre una producción promedio de 128,7 MMm3/día de 4,5% con respecto a la producción diaria promedio del año 2020.

Se acercó, así, al promedio diario acumulado de 2019 de135,2 de MMm3/d, y resultó que más de un 60% de la producción durante el período mayo-octubre tuvo origen en la cuenca neuquina, donde se encuentra Vaca Muerta.

El desarrollo no convencional llegó a niveles de producción de 89 MMm3/día, con un incremento del 27% de enero a septiembre de 2021, producción que se concentra en pocas empresas, de las cuales YPF representa el 40% de la producción total de la formación.

Precisamente, la petrolera estatal es una de las seis empresas que cuenta con permisos de exportación en firme, junto a las privadas Total, PAE, Vista, Pampa y Tecpetrol.

De todas, YPF tuvo un crecimiento de producción total en la cuenca de un 37%, y analizando el desempeño en las principales áreas desarrolladas por la empresa para el Plan Gas.Ar, destinadas a la producción no convencional, el incremento en la producción alcanza el 135%.

Para definir las autorizaciones la Secretaría de Energía estableció el precio del Plan Gas.Ar de invierno como valor mínimo para estas exportaciones, lo que permitió un piso a los contratos comerciales alcanzados por las productoras con la contraparte chilena.

Los informes analizados por la Secretaría indicaron que si bien existe demanda interna insatisfecha de gas natural, el excedente de producción no puede ser utilizado para cubrir esa demanda debido a la limitada capacidad del sistema de transporte existente en el país.

Y las obras de ampliación previstas no estarán en el inmediato o corto plazo, por lo tanto se está en condiciones de enviar el gas excedente de la cuenca neuquina con destino a la exportación en firme hacia Chile.

La operatoria cuenta con antecedentes en los últimos tiempos tanto a través del Gasoducto del Pacifico en Neuquén, como para el Gas Andes en Mendoza, siempre de volúmenes de exportaciones en firme más las interrumpibles.

El estudio integral determinó que el Gasoducto Centro Oeste está funcionando a plena capacidad de transporte para llevar Gas a San Jerónimo, en la provincia de Santa Fe, nodo que abastece las centrales Térmicas del Litoral.

De tal forma, la producción desde la cuenca Neuquina se ve impedida de aportar más gas dada esa restricción.

Si bien existe una importante cantidad de proyectos que forman parte del plan Transport.Ar, ninguno de ellos está previsto para un plazo inmediato.

Los nuevos gasoductos, loops y plantas compresoras cuyo objetivo es la ampliación en la capacidad del sistema de transporte de gas natural, no estarán operativos para el período enero-abril 2022 y por lo tanto solo se contará con la infraestructura existente del sistema de transporte.

En la actualidad la capacidad de transporte de los tres gasoductos que unen la cuenca Neuquina con los grandes centros de consumo se encuentra prácticamente saturada, implicando que los productores de gas de dicha cuenca no puedan seguir incrementando su producción, precisamente por imposibilidad de evacuarla.

Esta situación permitió concluir que la única de las alternativas era asignarle al excedente de gas un destino de exportación en el presente período estival.

Esto permitiría, por un lado, mantener y/o incrementar el desarrollo de los recursos de la cuenca, y, por otro lado, compensar, aunque sea en parte, la salida de divisas producto de la importación de combustibles necesarios para completar la demanda interna.

Es que el informe precio de la CAMMESA proyectó un "escenario de dificultad creciente ante la doble ocurrencia: incremento de la demanda eléctrica (a ser generada con mayor requerimiento térmico) por la menos hidraulicidad de los ríos para la generación hidroeléctricas, el bajo crecimiento de las renovables y el decreciente aporte de gas de Bolivia.

A esto se suma la menor oferta de gas natural ya sea por declinos en los yacimientos de la cuenca norte y sur, y los altos precios en la importación del GNL. lo que junto a la saturación del sistema de transporte debe recurrir "permanentemente al uso de combustibles líquidos" mucho más caros. (Télam).