{"id":319,"date":"2022-03-22T00:30:05","date_gmt":"2022-03-22T00:30:05","guid":{"rendered":"https:\/\/arenapublicaconsultores.com\/?p=319"},"modified":"2022-03-22T00:30:31","modified_gmt":"2022-03-22T00:30:31","slug":"panorama-energetico-complejo","status":"publish","type":"post","link":"https:\/\/arenapublicaconsultores.com\/index.php\/2022\/03\/22\/panorama-energetico-complejo\/","title":{"rendered":"Panorama energ\u00e9tico complejo"},"content":{"rendered":"

Por Juan Carlos Doncel Jones \/ <\/strong>Arena P\u00fablica Consultores<\/a><\/strong><\/p>\n

El sector energ\u00e9tico Argentino, considerado en forma conjunta a los hidrocarburos \u2013 petr\u00f3leo y gas- y a la energ\u00eda el\u00e9ctrica, enfrenta un nuevo desaf\u00edo fruto, no s\u00f3lo de una coyuntura externa, sino de un dilema interno del que no sabe c\u00f3mo salir. Argentina cuenta no s\u00f3lo con las condiciones, sino con las capacidades necesarias para poder sacar provecho de esa situaci\u00f3n.<\/p>\n

Por un lado, la invasi\u00f3n Rusa a Ucrania afecta el mercado energ\u00e9tico en Europa, en donde algo m\u00e1s 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 ven\u00edan abasteciendo.<\/p>\n

\u00bfC\u00f3mo afecta eso nuestro pa\u00eds? La Rep\u00fablica Argentina viene experimentando sucesivos d\u00e9ficits en la exploraci\u00f3n y producci\u00f3n de gas natural. En los dos primeros meses del a\u00f1o de 2021, la producci\u00f3n de gas natural de Argentina mostr\u00f3 una contracci\u00f3n interanual de 11,1% alcanzando 115 millones de metros c\u00fabicos diarios (Mm3\/d), a pesar de la implementaci\u00f3n del Plan Gas 4 y la incipiente producci\u00f3n de Vaca Muerta que no termina de despegar. Para el mismo per\u00edodo del a\u00f1o anterior, la producci\u00f3n en las distintas cuencas se ubicaba en 129Mm3\/d (enero-febrero de 2020).<\/p>\n

Si bien es cierto que hay regiones que consumen m\u00e1s gas natural que otras y que se producen saturaciones de los ductos, la culpa de los cuellos de botella no es s\u00f3lo del sistema de transporte de gas natural, que efectivamente existe, sino de la falta de incentivos a los productores para extraer m\u00e1s gas, suficiente para abastecer el mercado interno y convertirse en exportador a trav\u00e9s de GNL.<\/p>\n

Si bien por cuestiones estacionales se producen excedentes en verano que generan saldos exportables, es claro que en el invierno la producci\u00f3n resulta insuficiente y requiere de vol\u00famenes de gas importado por IEASA \u2013Integraci\u00f3n Energ\u00e9tica Argentina S.A.-, ya sea desde las interconexiones con la Rep\u00fablica de Bolivia, cuyas entregas cada d\u00eda son menores y a precios crecientes, o bien de la importaci\u00f3n a trav\u00e9s de GNL o LNG (seg\u00fan su denominaci\u00f3n en ingl\u00e9s).<\/p>\n

Nuestro pa\u00eds tiene un uso generalizado de gas natural por redes, para consumo domiciliario, el que por sus caracter\u00edsticas es b\u00e1sicamente ininterrumpible.<\/p>\n

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

\"\"<\/p>\n

Surge evidente entonces que existe un d\u00e9ficit en la producci\u00f3n de gas natural. El gas natural que no es producido en la Argentina, debe necesariamente ser importado, siendo Bolivia a trav\u00e9s de YPFB, nuestro \u00fanico proveedor de gas por redes, con quien mantenemos un Contrato de Provisi\u00f3n desde el a\u00f1o 2006, cuyo vencimiento opera en el 2026. Integraci\u00f3n Energ\u00e9tica Argentina S.A. \u2013 IEASA<\/a>– es el comprador del lado Argentino, contrato que ya va por su 5\u00aa Addenda y se encuentra en la 6\u00aa etapa de negociaci\u00f3n, tanto en vol\u00famenes como en precio.<\/p>\n

Respecto de los vol\u00famenes, el contrato de provisi\u00f3n de gas de YPFB a IEASA est\u00e1 supeditado a otro anterior suscripto con la Rep\u00fablica Federativa del Brasil, con lo cual la primera prioridad est\u00e1 \u2013luego de abastecer el mercado Boliviano- cumplir los compromisos con el pa\u00eds vecino y reci\u00e9n ah\u00ed con nuestro pa\u00eds.<\/p>\n

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 a\u00f1o 2021 tuvo un precio promedio de 7,9 USD\/MMBtu, el cual podr\u00eda f\u00e1cilmente cuadruplicarse este a\u00f1o, seg\u00fan como termine la negociaci\u00f3n del Contrato con YPFB. Las distintas f\u00f3rmulas utilizadas para fijar el precio del gas, estaban atadas al producto de sustituci\u00f3n, ya sea petr\u00f3leo 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.<\/p>\n

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 Bah\u00eda Blanca, cuyo volumen y precio resultan a\u00fan inciertos, a poco de comenzar el oto\u00f1o.<\/p>\n

En efecto, ya para esta \u00e9poca del a\u00f1o, IEASA hab\u00eda licitado los primeros cargamentos para los \u00faltimos d\u00edas de oto\u00f1o, primeros d\u00edas de invierno. La demora de la Estatal IEASA, la incertidumbre y volatilidad del mercado del GNL, no s\u00f3lo ponen dudas sobre el volumen a recibir, sino el precio a pagar.<\/p>\n

Hasta aqu\u00ed, el panorama del mercado del gas. Pero como se\u00f1alamos al comienzo, este mercado es altamente interdependiente con el mercado el\u00e9ctrico mayorista.<\/p>\n

Argentina es el pa\u00eds de Am\u00e9rica Latina con la mayor participaci\u00f3n del gas natural en su matriz energ\u00e9tica. En nuestro pa\u00eds el gas natural implica m\u00e1s del 50% del consumo de energ\u00eda primaria, casi el doble que el promedio de la regi\u00f3n (26,4%). A modo de ejemplo, nuestra matriz el\u00e9ctrica, sobre un total de capacidad instalada de 41.951 MW, est\u00e1 conformada de la siguiente manera: (i) T\u00e9rmica (Gas, GO, FO, Carb\u00f3n) \u2013 25.398 MW \u2013 59,10%, (ii) Hidroel\u00e9ctrica \u2013 10.834 MW \u2013 25,20%, (iii) Nuclear \u2013 1.755 MW \u2013 4,10%, (iv) Renovable \u2013 3.997 MW . 11,60% seg\u00fan se muestra en el gr\u00e1fico que sigue:<\/p>\n

\"\"<\/p>\n

Vale decir que, mientras que el 60% de la producci\u00f3n energ\u00e9tica depende de los precios del gas natural \u2013nacional o importado ya sea de Bolivia o en la forma de GNL-, combustibles l\u00edquidos \u2013Gas Oil y Fuel Oil- y el 36% restante depende de factores clim\u00e1ticos que no podemos controlar, y el 4% restante es energ\u00eda nuclear, tan cuestionada hoy d\u00eda como necesaria.<\/p>\n

Esa generaci\u00f3n t\u00e9rmica, consume en promedio 43,8 Mm3\/dia de gas natural, sobre una producci\u00f3n diaria calculada de manera estacional en 90 Mm3\/d\u00eda en verano y 150 Mm3\/d\u00eda en invierno, siendo el costo de ese insumo subsidiado por el Estado Nacional.<\/p>\n

En lo que respecta a combustibles l\u00edquidos, en el a\u00f1o 2021 los mismos tuvieron para el sector el\u00e9ctrico un costo promedio de 79, 1 USD\/Barril Brent, precios que f\u00e1cilmente podr\u00edan duplicarse en los pr\u00f3ximos meses.<\/p>\n

La pol\u00edtica energ\u00e9tica implementada a partir de Diciembre de 2019 \u2013pandemia por medio- ha significado para el sector energ\u00e9tico 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 l\u00edquidos. En la actual coyuntura nacional e internacional, esa suma f\u00e1cilmente podr\u00eda duplicarse; resta definir qui\u00e9n y c\u00f3mo se financiar\u00e1.<\/p>\n

El gobierno nacional ha optado por continuar subsidiando al consumidor residencial, a trav\u00e9s de tarifas pisadas, dirigiendo el subsidio a trav\u00e9s de dos organismos CAMMESA, en lo que hace al sector el\u00e9ctrico y IEASA, por las compras de gas natural en todas sus formas. \u00bfDe d\u00f3nde se obtendr\u00e1n los recursos para poder financiar semejante nivel de subsidios?<\/p>\n

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 gesti\u00f3n.<\/strong> El Estado debe estar para regular y controlar.<\/p>\n

El desaf\u00edo del gobierno es recrear mercados energ\u00e9ticos competitivos, que funcionen como tales, autosustentables, subsidiando tan s\u00f3lo al que lo necesita, y en condiciones que le permitan al inversor arriesgar y recuperar su inversi\u00f3n, pensando que en un futuro pr\u00f3ximo el transporte ser\u00e1 \u201cverde\u201d \u2013ya sea a hidr\u00f3geno o bien en lo que se conoce como \u201celectromivilidad\u201d.<\/p>\n

 <\/p>\n

* El autor es abogado, Magister en Derecho Administrativo de la Universidad Austral y consultor especializado en temas energ\u00e9ticos. Fue Director de Asuntos Legales de IEASA y Presidente de EMPRENDIMIENTO ENERGETICOS BINACIONALES<\/em><\/p>\n

(EBISA). Actualmente es Socio en CONTE-GRAND, DONCEL JONES & AICEGA<\/em><\/p>\n","protected":false},"excerpt":{"rendered":"

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