Daniel Kokogián, director de la Compañía General de Combustibles, explica los detalles sobre el primer reservorio de almacenamiento recientemente inaugurado en la cuenca Austral, donde se inyectará 1 millón de metros cúbicos diarios en época de baja demanda, para extraer el doble en temporada invernal.

Tras la inauguración del sistema de almacenamiento de gas ‘Sur Río Chico’ por parte de Compañía General de Combustibles en la cuenca Austral, su director, Daniel Kokogián, dialogó con SCP para explicar los alcances y la importancia del proyecto, que permitirá inyectar 1 millón de metros cúbicos por día de gas en tiempos de baja demanda para extraer, en temporada de demanda alta, el doble de ese volumen, una vez que el sistema entre en régimen, según el proyecto que demanda una inversión de 50 millones de dólares.

-¿Cuáles son las principales ventajas que ofrece este sistema?

-Es una herramienta más que permite almacenar gas en los períodos de bajo consumo o de baja venta, como puede ser el verano. Por lo tanto, nos permite mantener sin cambios el ritmo de extracción de los pozos, podemos seguir con la producción de invierno sin modificarla. Además, se inyecta gas en reservorios que están probados, ya que el lugar es un antiguo yacimiento ya depletado y se inyectan en el mismo reservorio donde en algún momento existió gas. Eso permite disminuir los riesgos de fuga, porque está probado que hay un compartimento estanco de gas y no se va a modificar.

-¿Fue necesario adaptar el reservorio con algún tipo de tecnología adicional?

-No es necesario, porque se realiza el trayecto al revés, es decir, se inyecta el gas producido por los pozos, se presuriza y se manda al subsuelo. Aproximadamente pensamos inyectar unos 180 días y después producir durante al menos 90 días al año, al doble del ritmo: el proyecto prevé inyectar 1 millón de metros cúbicos por día, durante 180 días, para luego producir 2 millones de metros cúbicos, durante 90 días. Obviamente, eso se alcanzará cuando el sistema esté en régimen, porque hay un período en el cual uno inyecta más tiempo, ya que se debe formar una especie de colchón, con un volumen de gas allí abajo, suficientemente importante para mantener la afluencia de gas hacia superficie. Hoy ya se está inyectando, que fue lo que comenzamos a hacer con el evento inaugural. Veremos en qué momento podemos empezar a producir, es necesario ir monitoreándolo y esperar a que los pozos respondan, porque, como en todo trabajo técnico, no siempre “2 más 2 es cuatro”.

-¿Este proyecto puede implicar un incremento en la producción de CGC en la cuenca Austral, o ha alcanzado un techo?

-No necesariamente está pensado para aumentar la producción, pero además tenemos otra serie de yacimientos en Santa Cruz donde se evaluará la perforación de nuevos pozos.

Obviamente, lo que sí debería eliminar este proyecto es la necesidad de cerrar la producción durante la época estival, porque no hay demanda o no hay mercado para vender. En este caso, más que aceleración de la producción es una ‘eficientización’ de todo el proceso de producción, evitando las oscilaciones bruscas que tiene el mercado de consumo. Argentina consume 160 millones de metros cúbicos (por día) en invierno, pero cae a 100 millones en verano. Esa oscilación es tremenda.

Plan de inversiones 2020

El panorama de actividad para el año en curso todavía no está definido, ya que todo el sector energético espera definiciones que dependen de la política energética nacional. El caso de CGC no es la excepción, según respondió Kokogián.

-¿Ya está definido el plan de inversiones 2020 por parte de la compañía?
-La respuesta es concreta y corta, no. Para definir eso se necesita tener un panorama suficientemente claro de cuál será la situación de todo tipo. Hay una especie de stand by en todo lo que es tarifas y todo eso tiene consecuencias, porque el supuesto beneficio que puede significar el congelamiento de tarifas, para la gente, o la no aplicación de aumentos, tiene consecuencias hacia la cadena de producción. Tampoco es sólo cuestión de tarifas, sino del precio en boca de pozo, que está influenciado por tarifas. Es como cualquier producto: se produce y se vende si gano dinero, pero si el precio es muy marginal respecto a lo que cuesta sacar el producto, o menos, ahí baja la producción. Nosotros tuvimos una actividad muy buena y alta en los últimos años, hemos aumentado muchísimo la producción, pero hay que despejar algunas incógnitas que yo diría que son más ‘macro’ que otra cosa: no están relacionadas con la provincia de Santa Cruz, sino con la política energética nacional.

-¿Se sabe si habrá continuidad de precios diferenciados para el gas no convencional?

-No hay ningún cambio en eso y el sistema estará vigente hasta fines de 2021, con precios diferenciales que van reduciéndose cada año. Si bien hay un atraso en el pago por parte del Estado, nosotros seguimos trabajando en base a la existencia de esa resolución (de precios de incentivo). Este año estará en algo más de 5 (dólares por millón de BTU) y al desaparecer el sistema, sobre fines del año próximo, se debería alinear con el precio del mercado, que veremos en ese momento cuál es.

Fuente: La Opinión Austral.