La producción de gas natural se empieza a recuperar gracias a los incentivos oficiales y el Gobierno no dejó pasar la oportunidad para celebrarlo.

Es que los buenos resultados que arroja el programa, que se demoró casi un año en activar, permite reemplazar importaciones caras y ahorrar dólares de las reservas internacionales del Banco Central (BCRA), lo que ayuda a contener las presiones sobre las cotizaciones paralelas y a no tener que endurecer más aún los controles de capitales (cepo).

Pero sobre todo, el festejo oficial es por lo que se evitó: durante las olas polares de junio, en ausencia del Plan Gas 4 se hubiera tenido que cortar hasta el 12% de la demanda diaria de energía, ya que la oferta local, las importaciones de gas de Bolivia, de gas natural licuado (GNL) que entran por Escobar y Bahía Blanca más una supuesta asistencia de Chile (no concretada) y compras de electricidad desde Uruguay no hubieran alcanzado para todos.

La Secretaría de Energía informó que la extracción de ese combustible trepó en junio un 0,7% anual hasta casi 127 millones de metros cúbicos diarios (MMm3/d) y por primera vez le pegó la vuelta a la tendencia descendente que arrastraba desde fines de 2019.

La puesta en marcha del Plan Gas IV (Plan Gas.Ar) le permitirá a la Argentina ahorrar en todo 2021 unos u$s 1150 millones en importaciones de combustibles alternativos como gasoil y fuel oil para el consumo de las centrales eléctricas térmicas.

EL FISCO RESPIRA

Al no utilizar combustibles líquidos en la generación de energía eléctrica, el Estado tendrá un ahorro fiscal de $ 78.000 millones (cerca de u$s 780 millones).

Según la cartera que comanda Darío Martínez, en todo el año habrá una producción comercializable extra de 2777 millones de m3 en relación a la declinación prevista.

Es decir, que sin este programa para impulsar la extracción -principalmente en la Cuenca Neuquina (en donde está la formación Vaca Muerta)- la inyección diaria anualizada equivaldría a 101,4 MMm3/d.

Martínez explicó que "el objetivo de parar el declino ya fue superado. Con gran actividad y récord de perforación y conexión de nuevos pozos, la producción total del país ya está superando en más de 5% la de esta misma semana del año pasado". 

 "Es una alegría ver cómo mas de 11.000 trabajadores que habían sido despedidos o estaban suspendidos en sus casas por la parálisis de la actividad que heredamos hoy levantan los equipos, perforan y generan esta verdadera resurrección de la explotación gasífera", manifestó el secretario de Energía, quien agregó que "con las pymes y las empresas regionales trabajando, el Plan Gas.Ar alcanzó otro objetivo".

EL TRUCO

El incentivo del Plan Gas es asegurar un precio estable en dólares durante al menos cuatro años a las petroleras por una parte de su producción.

El precio promedio ponderado de los 67 MMm3/d comprometidos para la demanda prioritaria (distribuidoras) y generación eléctrica (Cammesa) es de u$s 3,50 anual por millón de BTU, que se eleva a u$s 4,55 en invierno.

Pese a que los usuarios residenciales pagan cerca de u$s 2 por el gas, el Estado pone la diferencia.

Como le contó hace dos meses a El Cronista el vicepresidente de Gas y Energía de YPF, Santiago Martínez Tanoira, los gasoductos que salen desde Neuquén están casi al tope de su capacidad por el crecimiento de la producción.

En la Cuenca Neuquina se inyectaron 82 MMm3/d en junio, el promedio mensual más alto desde octubre de 2019 aunque aún por detrás del invierno de aquel año, cuando llegaron a entrar en los caños unos 91,5 MMm3/d.

El dossier oficial exhibe que las tres petroleras con más actividad en el shale gas de Vaca Muerta (YPF, Tecpetrol y Pampa Energía, que concentran el 78% de la producción gasífera de la Cuenca Neuquina) sumarán unos 5 MMm3/d en invierno en relación a los meses fríos de 2020.

Respecto a la previsión oficial que había a fines del año pasado, la situación actual del sistema eléctrico, muy dependiente del gas (ya que más del 60% de la electricidad se produce con energía termoeléctrica), arroja una demanda mayor a la estimada y una fuerte caída en la generación hidroeléctrica -equivalente a 1532 megavatios medios- por la sequía en las cuencas del Río Paraná (donde está Yacyretá), Uruguay (Salto Grande) y la región del Comahue, lo que obligó a generar más energía térmica por el equivalente a 9,3 MMm3/d de gas natural.