“Compramos unos 300.000 metros cúbicos diarios a 6 centavos de dólar por millón de BTU. Nunca habíamos pagado un precio tan bajo”, relató el responsable comercial de una industria del interior bonaerense. Según explicó, la petrolera vendedora le advirtió que si la demanda seguía cayendo, podrían incluso “regalar o pagar para que se lleven el gas”, ya que no pueden cerrar más pozos sin afectar la producción de crudo.
La situación afecta a todas las principales productoras del país: YPF, TotalEnergies, Pluspetrol, Tecpetrol, Pan American Energy, Harbour Energy, Pampa Energía y CGC, entre otras. La primavera suele ser un período crítico por la baja estacional del consumo, pero este año la situación se agravó por la creciente producción de gas asociado que surge de los yacimientos petroleros de Neuquén.
Campos como La Calera, operado por Pluspetrol, Loma Campana, de YPF, y Bajada del Palo, de Vista, aportan en conjunto más de 10 millones de metros cúbicos diarios (MMm3/d) de gas asociado. A diferencia del gas seco, este tipo de gas no puede detenerse sin comprometer la producción de petróleo.
“Es un punto de inflexión. Vamos a tener que repensar la manera en que comercializamos nuestra producción, porque el gas asociado está cambiando el negocio tal como lo conocíamos”, reconoció el gerente comercial de una compañía de gas seco que hoy mantiene más de diez pozos cerrados.
La consecuencia inmediata fue una fuerte distorsión en los precios del mercado spot. Si bien en esta época del año es común que el gas se venda por debajo de US$ 1 por MMBTU, nunca antes se habían visto valores tan bajos, cercanos a los costos de transporte.
La sobreoferta de gas provocó además una reconfiguración en la disputa por la renta del negocio entre productores y comercializadores. Estos últimos, con mayor flexibilidad contractual, aprovecharon la oportunidad para comprar barato y revender el gas a industrias más pequeñas o comercios.
El mercado spot de gas natural representa entre 5 y 7 millones de metros cúbicos diarios, apenas un 7% del total comercializado en el país. El resto está cubierto por el Plan Gas, el esquema contractual que garantiza un precio promedio anual y cubre la mayor parte de la demanda residencial y energética.
Los comercializadores se beneficiaron de la flexibilidad de los contratos anuales firmados con las petroleras, que incluyen cláusulas de take or pay (tomar o pagar). Estas obligan a comprar un volumen mínimo —en general, el 80% del total contratado—, dejando el resto sujeto al precio de mercado.
En ese marco, muchas comercializadoras adquirieron su cupo mínimo a valores pactados en abril o mayo y aprovecharon el desplome actual para completar sus necesidades a precios irrisorios. “Hay una transferencia de renta desde los productores hacia los comercializadores, que se valieron de esa flexibilidad contractual a su favor”, reconocieron desde una operadora neuquina.
La situación plantea un desafío estructural para la industria. Con una producción creciente de gas asociado y un mercado interno estacionalmente limitado, las petroleras deberán encontrar nuevas estrategias para evitar que el excedente presione los precios a la baja.
El fenómeno también deja en evidencia la necesidad de avanzar con proyectos de infraestructura de exportación y almacenamiento, como el Gasoducto Vaca Muerta Sur y el proyecto de GNL en Río Negro, que permitirían canalizar los excedentes y estabilizar el mercado local.
Mientras tanto, el gas natural se vende en la Argentina a precios nunca vistos, y las petroleras de Vaca Muerta enfrentan el dilema de seguir produciendo para mantener el crudo o cerrar válvulas en medio de un escenario de abundancia que, paradójicamente, amenaza su rentabilidad.
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