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Por el Ing. Andrés Repar.
R
especto al comportamiento de la produc-
ción de gas en 2008, podemos mirar las
cifras estadísticas y rescataremos que en el
2006 la producción nacional de gas llegó a
51.645 millones de m3 y en el 2007 a 50.948
millones de m3. Es decir 1,3 % menos. La situa-
ción de entrega a transportistas fue de 42.406
millones de m3 en el 2006 y pasó a 38.900mill
m3 en el 2007. Este bajón en la entrega de gas
natural al sistema de transporte nacional se
compenso con gas que estaba destinado a la
exportación. Ésta tuvo entonces una reducción
drástica. Se pasó de una exportación en el 2006
de 6550 millones de m3 a no más de 2529 millo-
nes de m3 en el 2007. Es decir a menos de la
mitad. También vale aclarar que se resintieron las
importaciones prometidas de gas desde Bolivia.
Fue quizás junto a un invierno de fríos persisten-
tes la causa más importante del bajón en la
exportación.
¿Qué previsiones se tiene para el 2008? Un pro-
nóstico de los productores indicados en las pági-
nas de la Secretaría de Energía muestra bastan-
tes caídas y pocas subidas en la producción de
yacimiento por yacimiento. En los principales
yacimientos del Norte (Acambuco, Aguarague y
Ramos) la caída es notable. En el yacimiento
gigante de Loma de la Lata el panorama tam-
bién se muestra en declive. (25 millones m3/d a
23 millm3/d).
En algunos yacimientos de la zona de Chubut y
Norte de Santa Cruz hay alguna recuperación a
la tendencia a la declinación (Cerro Dragón y
otros).
En un escenario donde los volúmenes adiciona-
les (comprometidos) desde Bolivia no aparecen,
es posible entonces que el camino a seguir es la
restricción (aún mas) a la exportación. El margen
posible de esta restricción es muy magro pues
ha habido un compromiso de no cortar suminis-
tros de gas a hogares de las ciudades chilenas.
Conste que de una exportación de entre 18/20
millones de m3/día se llegó en el 2007 a 6,9
REDES
empuntadas de las centrales hidroeléctricas. Es
allí que entonces la gran industria no tendría tan-
tos días de corte absoluto. La administración de
un combo de agua (mas lluvias), fuel oil (mas uso
del mismo aun en verano en lugar de turbinar
aguas), y temperaturas mas benignas (ruegos
difíciles en un mundo de cambios climáticos en
estado alterado) y con una mas fuerte concien-
cia de ahorro y eficiencia energética resultara
posible atravesar el año sin tanta sensación de
agua al cuello.
El GNL como opción a mediano plazo: Resulta
quizás interesante en esos 10 millones de
m3/día que las centrales podrían consumir en el
invierno (es decir lo que se conoce en la jerga
gasifera jugar al peak shaving). Y esto aún con
grandes plantas de licuefacción, grandes
buques metaneros, grandes plantas gasificado-
ras y de uso extendido (6 meses) el costo del
mismo no baja de los 9/10 U$MBTU. Si la plan-
ta se pone en Montevideo servirá para poder
cruzar a Buenos Aires con el ducto actual no
mas de 8/10 millones de m3/día. Llegaría a
puertas de la zona metropolitana a un valor de
10/11 U$/MBTU. Este valor aun ante un precio
promedio proveniente por gasoductos de 5/6
U$/MBTU es el doble. Entonces el GNL para
residenciales, comerciales o industrias pymes no
es conveniente.
El GNL a dicho precio puede competir con el
gasoil. El Fuel oil internacional (a 80U$ barril de
crudo-unos 470U$/TN de FO) implica un precio
equivalente de unos 11U$/MBTU. Los precios
de los combustibles líquidos internos en la
actualidad están por efecto de poderosas reten-
ciones aproximadamente a la mitad de los inter-
nacionales. La solución del GNL creo cada vez
más que es un manejo inconciente impulsado
por los países centrales. El GNL sirve para llevar
gas a demandas puntuales y sobre la costa.
Costas, puertos y barcos no son más que refle-
jos de tradicionales de paradigmas colonialistas.
Los barcos son nuestros y se controlan mejor
(se los toma o so los embarga). Los gasoductos
que podrían atravesar miles de pueblos de un
"interland" de un subcontinente como Sudamé-
rica que sigue esperando paciente son más difí-
ciles de controlar y embargar.
millones de m3/día de promedio. Es decir prác-
ticamente a la tercera parte. Una declinación en
el 2008 del 2,5% en la producción local implica
una disminución de suministro de exportación
de aprox. de 3 millones de m3. Es decir la expor-
tación caería a 3,9 millones de m3/día. Esto mas
allá de ser una muy mala noticia para nuestros
vecinos posibilitaría en un invierno mas leve que
el que tuvimos en el 2007 "zafar". Zafar implica
pocos días de corte a las grandes industrias.
Las centrales eléctricas creo que ya se hicieron a
la idea de un consumo de mas 2 millones de
toneladas de fuel durante los próximos 6 meses
de este año. Ese volumen de fuel oil implica un
despilfarro y un hueco de consumo de gas natu-
ral. (En realidad no solo hay un hueco de produc-
ción sino también de transporte en promedio
urgente de unos 10millones de m3/día) que algún
día veremos de donde lo podemos sacar o traer...
La capacidad total de transporte fue en julio del
2007 una media de 124 millones de m3/día.
Este año podría llegar con suerte a 126 millones
de m3/día.
Con una buena administración de aguas (con-
servar los embalses llenos hasta mayo) es posi-
ble suplantar (en parte) maquinas térmicas de
usos exclusivo de gas natural con las turbinas
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GAS POR REDES & GLP
El autor prefiere el gasoducto antes que el GNL.
¿Habrá gas en 2008?
En esta nota, el autor,
ex director del Enargas,
coteja y analiza datos
para tener en cuenta y
descifrar si habrá o no,
gas el próximo invierno.
Para Repar (foto izquierda) la producción es menor.