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El mantenimiento programado del área offshore CMA-1, que explica un 15% de la producción de gas del país y tendrá su oferta interrumpida hasta el miércoles, motivó que decenas de industrias tuvieran que salir a contratar gas esta semana en el mercado spot a precios que, en algunos casos, superaron los US$ 10 por millón de BTU.

Río Grande.- El mercado de gas natural enfrentará esta semana en la Argentina una prueba piloto de un fenómeno que seguramente se repetirá con mayor intensidad durante el invierno. Como consecuencia de la parada programada de los yacimientos offshore de la cuenca Austral, el sistema operará hasta el miércoles con un 15% menos de gas del que se produce normalmente en el país. Los campos que integran el bloque Cuenca Marina Austral 1 (CMA-1), que en conjunto producen unos 18,5 millones de metros cúbicos por día (MMm3/d) del hidrocarburo y conforman uno de las dos mayores áreas gasíferas de la Argentina (la otra es Fortín de Piedra de Tecpetrol), están paralizados desde el viernes pasado. Es por el mantenimiento pre-establecido para controlar el estado de todas las instalaciones del campo, desde las plantas de superficie hasta la integridad de los pozos.

La maniobra, que está a cargo de un consorcio liderado por la petrolera francesa TotalEnergies e integrado por Wintershall Dea y Pan American Energy (PAE), iba a realizarse en 2021 pero se postergó por la pandemia. Todas las autoridades de la Secretaría de Energía y de los entes encargados del despacho de gas están al corriente de la situación, que ofrece un pantallazo de lo que podría suceder en los meses de frío si el gobierno no consigue los cargamentos de Gas Natural Licuado (LNG, por sus siglas en inglés) y de combustibles líquidos para cubrir el pico de consumo de la temporada invernal.

Decenas de industrias que se abastecen del gas producido esta semana en la cuenca Austral debieron frenar sus instalaciones fabriles por la falta del hidrocarburo. La restricción en el sistema no hizo más que acentuar la tendencia alcista que se registraba en el mercado spot del fluido, es decir, la comercialización de gas que se concreta de manera diaria por fuera de contratos de largo plazo. Industrias del norte del país venían pagando precios de entre 6 y 7 dólares por millón de BTU para contar con el producto en un escenario complicado por la declinación de Bolivia, que restringió su oferta del hidrocarburo hacia el país.

Precios por las nubes

Pero desde la semana pasada, esa ola de precios altos se contagió a la zona centro del país. Por eso, grandes usuarios de Buenos Aires llegaron a pagar más de 10 US$/MMBTU por el gas en el mercado spot, según indicaron a EconoJournal fuentes industriales. “El mercado sabe que se viene un invierno con restricciones en la oferta. No sólo porque el precio del LNG está por las nubes, sino también porque Bolivia tiene problemas. La salida circunstancial de Vega Pléyade (uno de los yacimientos offshore que opera Total) no hizo más que exacerbar una tendencia que ya existía”, explicó el gerente comercial de una petrolera.

Como dato curioso se observó que algunas empresas —fundamentalmente comercializadoras, pero también algún productor— decidieron defaultear sus propios contratos para revender ese gas a precios tres veces más caro.

Los contratos vigentes de gas para industrias —que por lo general van de mayo a abril de cada año— contemplan un precio de venta del gas que, en promedio, oscila entre los 3,50 y 5 dólares. Frente a eso, algunos traders locales (intermediarios entre las petroleras y los grandes clientes) optaron por interrumpir la entrega de gas estipulado por los contratos vigentes, costear las penalidades previstas en esos acuerdos comerciales y revender el gas en el mercado spot por encima de los 10 dólares. “Es el precio de oportunidad que hay que pagar. Para algunas industrias, que no pueden parar sus procesos productivos, no queda otra que pagar ese importe”, explicó el director de una industria metalmecánica.