Las malas noticias parecen no darle tregua a YPF y al gobierno de Alberto Fernández. La petrolera controlada por el Estado primero fracasó en su intento de restructurar su deuda de 6.227,62 millones de dólares y, unos días más tarde, sufrió el desplome de su producción de gas natural en todo el país.
Esto último no sólo impactó en sus arcas, sino que, además, contribuyó a incrementar la contaminación ambiental en el país. La escasez del fluido aumentó el uso de petróleo y carbón en las centrales térmicas locales, lo que, a su vez, hizo subir los costos en la generación eléctrica en tiempos de congelamiento de tarifas.
La producción de gas natural de YPF se derrumbó el 24,59% a 29,91 millones de metros cúbicos por día (Mm3/d) en enero en los pozos en los que figura como operadora frente a los 38,96Mm3/d que había logrado en el mismo mes de 2020, según los datos informados por la empresa a la Secretaría de Energía de la Nación.
Ni siquiera la entrada en vigor del Plan Gas 4 (muchos especialistas la consideran tardía) logró evitar estos resultados que preocupan a propios y ajenos. Este programa había sido diseñado a medida por el gobierno para rescatar a la petrolera controlada por el Estado de la delicada situación en la que se encontraba.
En el primer mes de su implementación, la Secretaría de Energía tan sólo consiguió que el impacto del desplome de la compañía fuera menos estrepitoso y evitó que el desastre fuera aún mayor, tanto en lo que respecta a su performance, como al que mostró el resto de la industria local.
La caída registrada por YPF llevó a que la generación de gas natural en el país se derrumbara el 11,54% hasta los 115,20Mm3/d en enero en comparación con los 130,23Mm3/d registrados en el mismo período de 2020, según la información oficial.
En estas cifras, se encuentran incluidos los cerca de 87,64Mm3/d que las empresas se comprometieron a inyectar en el sistema durante el primer mes del año como parte del Plan Gas 4. De estos, 67,42Mm3/d debían suministrárselos a la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico Sociedad Anónima (CAMMESA) y a las distribuidoras y subdistribuidoras, y, el resto, producirlo en forma incremental.
Por el momento, la mayoría de las 15 compañías, incluida YPF, han cumplido con los volúmenes correspondientes a los 23 contratos que fueron adjudicados en la licitación realizada por la Secretaría de Energía el 16 de diciembre.
El desplome registrado en enero no hace más que continuar con el declino que vino mostrando la producción de gas natural en el país a lo largo de todo el año pasado, cuando perdió un 8,45% y alcanzó los 123,55Mm3/d frente a los 134,96Mm3/d que había registrado en 2019.
Así, reportó niveles similares a los de 2017, cuando aún no se habían empezado a sentir los efectos de la Resolución 46. En el gobierno, esperan que la caída que mostró la industria en enero sea tan solo fruto de la implementación tardía del Plan Gas 4 y que esta tendencia pueda revertirse lentamente.
La ilusión reside en que el primer mes del año tuvo un crecimiento del 1,21% a nivel nacional en la producción de gas natural frente a los 113,83Mm3/d obtenidos en diciembre de 2020. Sin embargo, la performance de YPF también fue negativa en esta oportunidad, ya que cayó un 0,84% en el mismo período.
Estos resultados no sólo preocupan a la Secretaría de Energía sino también al Banco Central de la República Argentina (BCRA) y que el gobierno deberá utilizar sus escasas reservas para importar GNL través de barcos regasificadores durante el invierno para poder cubrir con la demanda local.
En la actualidad, la entidad monetaria cuenta con fondos de libre disponibilidad negativos cercanos a los 800 millones de dólares, y está utilizando sus tenencias de oro y de encajes bancarios para mantener estable el tipo de cambio, según informa BNamericas.
Por esa razón, el titular de la cartera energética, Darío Martínez, lanzó la semana pasada la segunda ronda del Plan Gas 4 con la que Integración Energética Argentina Sociedad Anónima (IEASA) espera hacerse de hasta 9,51Mm3/d en mayo, 21Mm3/d en junio, 26,05Mm3/d en julio, 19,12Mm3/d en agosto y 9,12Mme/d en septiembre provenientes de las cuencas Neuquina y Austral.
La subasta, que organizará CAMMESA y se llevará a cabo el 2 de marzo (los contratos se adjudicarán el 10), buscará abastecer con producción local parte de la brecha de 24,80Mm3/d, que surge entre los 133,70M3/d que podría alcanzar la demanda durante este año y los 108,90Mm3/d que el gobierno estima generar en el país, incluyendo los contratos adjudicados en diciembre.
Para esto, la Secretaría de Energía deberá revertir el fracaso que obtuvo en la primera ronda, en la que tan sólo tres empresas (Total Austral, YPF y Tecpetrol) ofertaron un total de 3,60Mm3/d para entregar durante el invierno a un precio promedio de 3,58 dólares por millón de BTU (MBTU).
Una pendiente difícil de revertir
El derrumbe del 11,54% en la producción de gas natural en enero no sólo preocupa por el nivel alcanzado sino porque el epicentro de la caída se produjo en la región en la que se encuentra la formación Vaca Muerta. Allí la Secretaría de Energía había puesto todos sus esfuerzos para revertir la crisis que venía sufriendo la industria a lo largo del último año.
En la cuenca Neuquina, la generación se desplomó el 15,11% a 69,32Mm3/d en el primer mes de 2021 frente al mismo período de 2020, seguida por la Cuyana, con un 11% (128.981m3/d), la del Golfo de San Jorge con el 9,38% (10,98Mm3/d) y la Austral, con un 0,74% (31,17Mm3/d).
La explicación del derrumbe se encuentra en la caída que mostró YPF en las áreas que opera en estas zonas, ya que su producción bajó el 26,03% hasta los 25,91Mm3/d en la primera, un 9,63% a 109.593m3/d en la segunda, el 13,77% hasta los 2,17Mm3/d en la tercera y un 8,20% a 1,20Mm3/d en la última.
De esta forma, la petrolera controlada por el Estado también perdió su histórico primer puesto en la lista de mayores generadoras de gas natural del país en manos de la francesa Total Austral.
Este desplome fue impulsado por la caída del 14,36% que tuvo YPF en su principal área, Loma La Lata – Sierra Barrosa, en Neuquén, donde reportó 9,69Mm3/d en enero frente a los 11,31Mm3/d de idéntico período de 2020.
A esto, se le sumó la baja del 37,18% que mostró su bloque Rincón del Mangrullo, que opera en sociedad con Pampa Energía en la misma provincia, donde registró 2,60Mm3/d, en comparación con los 4,13Mm3/d del mismo mes del año pasado.
El mismo consorcio tuvo una merma del 22,81% en el área convencional Río Neuquén, en la que alcanzó los 2,41Mm3/d en enero frente a los 3,12Mm3/d registrados en idéntico período de 2020.
En Río Negro, el mayor desplome lo mostró en el bloque Estación Fernández Oro donde su producción cayó el 35,22% hasta los 1,88Mm3/d en el primer mes de 2021 frente a los 2,90Mm3/d del mismo lapso del año pasado.
Ni siquiera la sociedad con la estadounidense Chevron le permitió revertir la performance negativa que tuvo en su área no convencional Loma Campana donde su generación bajó un 24,69% a 1,69Mm3/d en comparación con los 2,24Mm3/d de enero de 2020.
Peor aún le fue en el área no convencional El Orejano, que opera en una UTE con Dow Argentina. Allí, su producción se derrumbó un 58,77% hasta los 1,14Mm3/d en el primer mes del año frente a los 2,78Mm3/d que mostró doce meses antes.
Finalmente, YPF reportó una caída del 38,08% en el área Aguada de la Arena hasta los 1,01Mm3/d en enero en comparación con los 1,63Mm3/d que registró en el mismo período de 2020.
Los bloques que mostraron una performance positiva en el primer mes del año fueron La Amarga Chica y Bandurria Sur. En el primero, que opera en sociedad con la malaya Petroliam Nasional Berhad (Petronas), su generación subió el 33,09% a 518.153m3/d frente a los 389.333 del mismo lapso del año anterior.
En el segundo, en la que se encuentra al frente del consorcio conformado por la angloholandesa Royal Dutch Shell y la noruega Equinor, su producción creció el 16,07% a 233.501m3/d en compasión con los 201.170m3/d registrados en enero de 2020.
Una industria en problemas
La única empresa que mostró un crecimiento en la producción de gas natural durante enero fue Total Austral, que registró un alza del 6,25% hasta los 32,58Mm3/d en las áreas que opera, frente a los 30,66Mm3/d que obtuvo en el mismo mes del año anterior.
Su performance desentonó dentro de la industria ya que todas sus competidoras sufrieron caídas. La tercera en la lista (la segunda fue YPF), Tecpetrol, mostró una baja del 13,12% hasta los 13,13Mm3/d en el primer mes de 2021 en comparación con los 15,12Mm3/d que obtuvo en idéntico lapso de 2020.
Las operaciones de Pan American Energy (PAE), en tanto, bajaron un 5,16% hasta los 12,59Mm3/d en las áreas que opera frente a los 13,24Mm3/d que mostró en enero del año anterior.
Una de las que menos cayó fue Pampa Energía (2,05%) lo que le permitió alcanzar los 5,93Mm3/d en los bloques en los que está a cargo de la perforación, en comparación con los 6,05Mm3/d que había registrado en el mismo mes de 2020.
En la cuenca Austral, Compañía General de Combustibles (CGC) también vio desplomarse un 11,39% su producción no convencional en Santa Cruz hasta los 5,05Mm3/d frente a los 5,70Mm3/d conseguidos doce meses antes.
Una peor perfomance tuvo Pluspetrol ya que mostró una caída del 15,87% en enero hasta los 3,84Mm3/d en los bloques que opera, en comparación con los 4,56Mm3/d que había registrado en idéntico período del año anterior.
La chilena Enap Sipetrol también vio derrumbarse su producción offshore un 12,78% en la cuenca Austral al haber alcanzado los 3,45Mm3/d en el primer mes de 2021 en comparación con los 3,95Mm3/d que anunció en enero de 2020.
En tanto, Capex tuvo un comienzo del año para olvido ya que registró una caída del 20,59% en su generación de gas natural al haber registrado 1,36Mm3/d frente a los 1,89Mm3/d del mismo período del año pasado.
El ranking de las primeras diez productoras del fluido lo cierra Vista Oil & Gas, con un desplome del 24,90%, similar al de YPF. La empresa de Miguel Galuccio obtuvo 1,36Mm3/d en enero en comparación con los 1,82Mm3/d anunciados doce meses antes.
Además de Total Austral, las otras compañías que registraron un crecimiento en su generación de gas natural en el país fueron Oilstone (5,39%), Shell (40,99%) y la inglesa President Energy (126,15%).
Las consecuencias del derrumbe
La caída en la producción de gas natural en la Argentina no sólo amenaza con drenar aún más las escasas reservas del BCRA y obligar a importar GNL durante el próximo invierno, sino que también está contribuyendo al incremento de la contaminación ambiental y de los costos de producción de electricidad en el país, como adelantó Desarrollo Energético.
El desplome del 8,45% que tuvo la producción de gas natural el año pasado llevó a distintas centrales térmicas locales a tener que recurrir al gasoil, al fuel oil y al carbón mineral para remplazar la escasez del fluido y, así, poder generar la electricidad necesaria para cumplir con la demanda.
A esto, se le sumó la menor inyección de energía proveniente de las represas hidroeléctricas (-29,10%) y de las plantas nucleares (-14,30%), que provocó que fuera necesario aumentar la generación en base a combustibles, según datos de CAMMESA.
Una situación similar ocurrió durante el mes pasado, cuando las centrales térmicas debieron incrementar un 43,10% el uso de motores a diesel para producir electricidad, a lo que se le sumó una caída del 20,80% que mostraron los turbovapor y un 20,30% que tuvieron los potenciadas a gas.
De esta forma, las empresas energéticas tuvieron que aumentar sus compras de fuel oil un 328,57% a 90.000 toneladas, el 92,68% las de gasoil a 79.000m3/d, y un 294,11% las de carbón mineral a 67.000 toneladas en enero comparación con lo adquirido en el mismo período de 2020.
En tanto, el suministro de gas natural para ser utilizado en las centrales térmicas se incrementó tan solo el 0,48% a 1,67Mm3/d debido al desplome que mostró la producción del fluido en el país en el primer mes del año.
La necesidad de tener que buscar combustibles alternativos también provocó un aumento en los gastos de las empresas para la generación eléctrica en la Argentina durante enero. Así, los sobrecostos pagados por las compañías sufrieron un alza del 60,74% a 100,30 pesos por MW/h frente a los 62,40 registrados en el mismo período de 2020.
Por Hernán Dobry