EDITORIAL

Panorama energético complejo

Por Juan Carlos Doncel Jones / Arena Pública Consultores

El sector energético Argentino, considerado en forma conjunta a los hidrocarburos – petróleo y gas- y a la energía eléctrica, enfrenta un nuevo desafío fruto, no sólo de una coyuntura externa, sino de un dilema interno del que no sabe cómo salir. Argentina cuenta no sólo con las condiciones, sino con las capacidades necesarias para poder sacar provecho de esa situación.

Por un lado, la invasión Rusa a Ucrania afecta el mercado energético en Europa, en donde algo más del 40% del gas natural del viejo continente, en promedio, es provisto por el lobo estepario Siberiano, y el GNL (Gas Natural Licuado) proveniente de Estados Unidos, Qatar y la propia Rusia, resultan insuficiente para cubrir el 40% que ya venían abasteciendo.

¿Cómo afecta eso nuestro país? La República Argentina viene experimentando sucesivos déficits en la exploración y producción de gas natural. En los dos primeros meses del año de 2021, la producción de gas natural de Argentina mostró una contracción interanual de 11,1% alcanzando 115 millones de metros cúbicos diarios (Mm3/d), a pesar de la implementación del Plan Gas 4 y la incipiente producción de Vaca Muerta que no termina de despegar. Para el mismo período del año anterior, la producción en las distintas cuencas se ubicaba en 129Mm3/d (enero-febrero de 2020).

Si bien es cierto que hay regiones que consumen más gas natural que otras y que se producen saturaciones de los ductos, la culpa de los cuellos de botella no es sólo del sistema de transporte de gas natural, que efectivamente existe, sino de la falta de incentivos a los productores para extraer más gas, suficiente para abastecer el mercado interno y convertirse en exportador a través de GNL.

Si bien por cuestiones estacionales se producen excedentes en verano que generan saldos exportables, es claro que en el invierno la producción resulta insuficiente y requiere de volúmenes de gas importado por IEASA –Integración Energética Argentina S.A.-, ya sea desde las interconexiones con la República de Bolivia, cuyas entregas cada día son menores y a precios crecientes, o bien de la importación a través de GNL o LNG (según su denominación en inglés).

Nuestro país tiene un uso generalizado de gas natural por redes, para consumo domiciliario, el que por sus características es básicamente ininterrumpible.

La demanda del sector gas, para un volumen estimado de 120 Mm3/d, se distribuye aproximadamente de la siguiente manera:

Surge evidente entonces que existe un déficit en la producción de gas natural. El gas natural que no es producido en la Argentina, debe necesariamente ser importado, siendo Bolivia a través de YPFB, nuestro único proveedor de gas por redes, con quien mantenemos un Contrato de Provisión desde el año 2006, cuyo vencimiento opera en el 2026. Integración Energética Argentina S.A. – IEASA– es el comprador del lado Argentino, contrato que ya va por su 5ª Addenda y se encuentra en la 6ª etapa de negociación, tanto en volúmenes como en precio.

Respecto de los volúmenes, el contrato de provisión de gas de YPFB a IEASA está supeditado a otro anterior suscripto con la República Federativa del Brasil, con lo cual la primera prioridad está –luego de abastecer el mercado Boliviano- cumplir los compromisos con el país vecino y recién ahí con nuestro país.

El gas provisto por YPFB, que debiera ser del orden de los 11 Mm3/d en verano y 20 Mm3/d en invierno, para el año 2021 tuvo un precio promedio de 7,9 USD/MMBtu, el cual podría fácilmente cuadruplicarse este año, según como termine la negociación del Contrato con YPFB. Las distintas fórmulas utilizadas para fijar el precio del gas, estaban atadas al producto de sustitución, ya sea petróleo y sus derivados o bien GNL. Eso hace que en las actuales circunstancias, YPFB pretenda por su gas un precio casi cuatro veces mayor al 2021.

Al de gas importado, se le suman los barcos de GNL que, contratados por la misma IEASA, entregan el gas en los buques regasificadores fondeados en los puertos de Escobar y Bahía Blanca, cuyo volumen y precio resultan aún inciertos, a poco de comenzar el otoño.

En efecto, ya para esta época del año, IEASA había licitado los primeros cargamentos para los últimos días de otoño, primeros días de invierno. La demora de la Estatal IEASA, la incertidumbre y volatilidad del mercado del GNL, no sólo ponen dudas sobre el volumen a recibir, sino el precio a pagar.

Hasta aquí, el panorama del mercado del gas. Pero como señalamos al comienzo, este mercado es altamente interdependiente con el mercado eléctrico mayorista.

Argentina es el país de América Latina con la mayor participación del gas natural en su matriz energética. En nuestro país el gas natural implica más del 50% del consumo de energía primaria, casi el doble que el promedio de la región (26,4%). A modo de ejemplo, nuestra matriz eléctrica, sobre un total de capacidad instalada de 41.951 MW, está conformada de la siguiente manera: (i) Térmica (Gas, GO, FO, Carbón) – 25.398 MW – 59,10%, (ii) Hidroeléctrica – 10.834 MW – 25,20%, (iii) Nuclear – 1.755 MW – 4,10%, (iv) Renovable – 3.997 MW . 11,60% según se muestra en el gráfico que sigue:

Vale decir que, mientras que el 60% de la producción energética depende de los precios del gas natural –nacional o importado ya sea de Bolivia o en la forma de GNL-, combustibles líquidos –Gas Oil y Fuel Oil- y el 36% restante depende de factores climáticos que no podemos controlar, y el 4% restante es energía nuclear, tan cuestionada hoy día como necesaria.

Esa generación térmica, consume en promedio 43,8 Mm3/dia de gas natural, sobre una producción diaria calculada de manera estacional en 90 Mm3/día en verano y 150 Mm3/día en invierno, siendo el costo de ese insumo subsidiado por el Estado Nacional.

En lo que respecta a combustibles líquidos, en el año 2021 los mismos tuvieron para el sector eléctrico un costo promedio de 79, 1 USD/Barril Brent, precios que fácilmente podrían duplicarse en los próximos meses.

La política energética implementada a partir de Diciembre de 2019 –pandemia por medio- ha significado para el sector energético subsidios del orden de los 11.000 MM de USD, considerando el diferencia del precio de gas en boca de pozo, importaciones de GNL, importaciones de gas de Bolivia e importaciones de combustibles líquidos. En la actual coyuntura nacional e internacional, esa suma fácilmente podría duplicarse; resta definir quién y cómo se financiará.

El gobierno nacional ha optado por continuar subsidiando al consumidor residencial, a través de tarifas pisadas, dirigiendo el subsidio a través de dos organismos CAMMESA, en lo que hace al sector eléctrico y IEASA, por las compras de gas natural en todas sus formas. ¿De dónde se obtendrán los recursos para poder financiar semejante nivel de subsidios?

La primera barrera a superar, el entender que el Estado no puede controlar todas las variables y que solo tampoco puede lograr todos los objetivos. Cualquier Estado de occidente moderno, debe entender que el crecimiento puede darse cuando el privado es invitado a participar en la toma de decisiones y participa de la gestión. El Estado debe estar para regular y controlar.

El desafío del gobierno es recrear mercados energéticos competitivos, que funcionen como tales, autosustentables, subsidiando tan sólo al que lo necesita, y en condiciones que le permitan al inversor arriesgar y recuperar su inversión, pensando que en un futuro próximo el transporte será “verde” –ya sea a hidrógeno o bien en lo que se conoce como “electromivilidad”.

 

* El autor es abogado, Magister en Derecho Administrativo de la Universidad Austral y consultor especializado en temas energéticos. Fue Director de Asuntos Legales de IEASA y Presidente de EMPRENDIMIENTO ENERGETICOS BINACIONALES

(EBISA). Actualmente es Socio en CONTE-GRAND, DONCEL JONES & AICEGA

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