El mercado argentino de gas tiene un talón de Aquiles: su amplia estacionalidad. La demanda está amesetada durante siete u ocho meses en los 120 millones de metros cúbicos diarios (MMm3/d) del fluido. Pero en el período invernal, entre mayo y agosto, el consumo trepa hasta 160 millones. Para las petroleras, ese  gap  se transforma en una complejidad estructural. 

Resulta difícil, por no decir inviable, correr el ujo de caja de proyectos de gas para cubrir con oferta local el pico de demanda. Si las productoras extrajeran 160 MMm3/d del recurso –lo necesario para cumplir con ese objetivo– terminarían sobrando más de 30 millones durante la mayor parte del año. Ese exceso de oferta provocaría una depredación en el mercado y presionará a la baja los precios en boca de pozo. Tanto que terminaría con la rentabilidad de los desarrollos en el  upstream  de gas. La perforación de pozos sería antieconómica. Es un círculo vicioso de superar. A largo plazo, la salida será la exportación del recurso, en la medida en que como país logremos consolidar el ritmo de inversión necesario para ampliar la oferta. 

En el mientras tanto, lo que queda es apelar al ingenio para jugar con esos límites. Es lo que hizo Compañía General de Combustibles (CGC), la petrolera de Corporación América, que en diciembre comienza a inyectar gas en un reservorio depletado de la Cuenca Austral para acopiarlo hasta que la demanda crezca. Es el primer proyecto comercial de almacenamiento subterráneo que se realiza en la Argentina. Para encontrar una iniciativa similar, de mucho menor envergadura, hay que trasladarse 20 años atrás hasta Comodoro Rivadavia. 

El pasado reciente de CGC es una vitalidad afiebrada. La petrolera presidida por Hugo Eurnekian se quedó con los yacimientos de Petrobras en el sur de Santa Cruz, que estaban prácticamente sin actividad en un entorno de operación negativo por la alta conflictividad sindical. Una vez en control, el  management  que nombró Corporación América ordenó el territorio y duplicó su producción de gas a partir de desarrollos de campos convencionales y también de  tight gas.

 Pero no solo se enfocó en el  upstream. Con un rejuvenecimiento de la organización, incorporó profesionales que se dedicaron a pensar soluciones innovadoras para otros segmentos de gas. Por caso, estudió la instalación de una planta otante en el Río de la Plata para regasificar gas, precisamente para cubrir el pico de consumo invernal. 

El proyecto de almacenamiento es otra apuesta disruptiva que genera beneficios de diverso tipo, según enumeran quienes estudiaron la iniciativa geológica, técnica y comercialmente durante más de un año, para saber si era viable y –sobre todo– sustentable. La iniciativa que a partir de este mes comenzará a estar activa demandará una inversión de u$s 50 millones en el  full development , con un desembolso inicial de u$s 7 millones en la instancia piloto. (...)