El mercado hace pensar en almacenes para el gas

Dos proyectos para guardar para la estación fría. YPF tramita un permiso para acopiar en Loma La Lata durante el verano. Tecpetrol tiene un plan para el área Agua Salada, en Río Negro.
Vaca Muerta sigue afianzando su posición como principal formación productora de gas del país. En mayo dio un nuevo salto, con un incremento interanual del 4,2%. Esto, que es muy bueno para la provincia y sustancial en el proceso que puede llevar al país a sustituir importaciones, implica algunos inconvenientes en el mercado interno.

La cuenca neuquina necesita de nuevos mercados para la enorme cantidad de gas que produce buena parte de sus áreas. Sin embargo, el contexto actual para este segmento de la industria implica una serie de obstáculos. El frente exportador y el gas licuado configuran posibles soluciones y formas de canalizar el creciente volumen de gas. Pero mientras tanto, hay algunas operadoras que se preguntan qué hacer con la estacionalidad del mercado: ese momento de incremento de la temperatura en el que una porción sustancial de su gas no puede ser comercializado. Algo que ahora también suma la variable económica y la utilización de menor cantidad de fluido en el sector industrial.

Ante ese escenario, al menos dos empresas tienen sendos proyectos para guardar su gas para momentos del año cuando hay mercado.

Tal como lo adelantó +e, uno de esos proyectos es Aguas Saladas (Río Negro), donde Tecpetrol contrató a una consultora para que determine las chances para acopiar el gas en momentos de excedente.

Los resultados fueron exitosos. La empresa ya sabe que podría utilizarlo llegado el caso, según pudo saber este suplemento.

Al mismo tiempo, tal como también lo adelantó +e, YPF piensa hacer un piloto de 13 pozos en Loma La Lata-Sierra Barrosa, yacimiento Cupén-Centenario (formación Rayoso). La idea es hacer una suerte de gran almacén, con el que busca tener una producción media de 1,8 millones de metros cúbicos diarios (MMm3/d), con un pico de extracción de 2,0 MMm3/d a inicios de invierno, y llevarla a un mínimo de 800.000 M3/d a fines del mencionado período. Este almacenamiento durante el verano, cuando cae la demanda interna, le permitiría luego una entrega posterior en el sistema troncal, en el pico de requerimientos del sector residencial, a través de una conexión en el Neuba I.

El plan de la petrolera implica “adecuaciones en el sistema actual de producción del yacimiento, que permitan transportar el gas en especificación comercial al reservorio de almacenamiento”.

Son instalaciones que también permitirán el “llenado y vaciado del almacenamiento”. Se dispondrá de insumos y maquinarias “para acondicionar el gas a las condiciones de reinyección a la red de transporte para la etapa piloto del proyecto”.

En este escenario, promovido por la situación del mercado interno, hay dos aspectos de los que las empresas del sector están pendientes a la hora de evaluar la viabilidad de estos proyectos. Por un lado, la necesidad de un contexto regulatorio para este tipo de reservorios que funcionan como almacenes. Y al mismo tiempo, la diferencia de precios existente entre los meses de verano y los de invierno. Esa diferencia de valores (el mayor precio que se paga en invierno) es la variable que permite saber acerca de la rentabilidad de un proyecto, en virtud de la inversión que hay que hacer con equipos de bombeo, entre otros, para volver a inyectar el gas.

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