El gas que tenemos y el que nos falta
A pesar del éxito del Plan Gas.Ar, la importación del hidrocarburo se disparará este año por factores externos. El gasoducto Néstor Kirchner es una respuesta a esta coyuntura.
El año pasado hubo sobrecumplimiento de las empresas en los compromisos de inyección. (Foto: gentileza)
Por Juan José Carbajales (*)
La matriz primaria de Argentina está dominada en un 87% por combustibles fósiles. El gas representa 59%, proveniente de varias cuencas productivas con una creciente participación de las reservas no convencionales de Vaca Muerta. ¿Qué potencialidad tiene esa roca madre? Se estiman recursos de shale gas por 308 Tcf, lo que constituye la segunda reserva mundial y alcanzaría para 200 años de demanda interna. Según la consultora Rystad, Vaca Muerta es el yacimiento no convencional que más está creciendo en el mundo. Más de 60% de la energía argentina se genera con gas y menos de 1% con carbón.
En este marco se inscribe nuestra realidad productiva, caracterizada por programas federales de estímulo al gas. El más reciente es el “Plan Gas.Ar 2020-2024” (Decreto 892/2020), herramienta de gestión surgida en plena pandemia como resultado de una decisión política que respaldó un proceso de negociación multinivel con la industria y las provincias productoras. Su objetivo fue generar un marco de fijación de precios de largo plazo que se tradujera en compromisos de inyección para abastecer la demanda de hogares y usinas durante los próximos cuatro años, considerando la infraestructura existente. La clave radicó en un trípode virtuoso: diagnóstico técnico certero, articulación sinérgica con el sector privado y decisión política.
El diagnóstico detectó dos problemas: la necesidad de revertir el creciente declino y la imposibilidad de trasladar los costos del gas en la población, golpeada por la crisis económica y empobrecida por la pandemia. La baja en la producción era una gran preocupación. La oferta de gas barato y la falta de ajuste semestral de tarifas, profundizada por el congelamiento pos-PASO, habían provocado una marcada caída de la producción. El resultado fue que en 2020 la producción total de gas cayó 12% y, para los meses de invierno, 15%. De persistir esa situación, dadas las características geológicas de los yacimientos no convencionales, se preveían mermas del 15% acumulativas.
La Secretaría de Energía estimó que el plan permitiría ahorrar, a lo largo de cuatro años, recursos fiscales y, decisivamente, divisas por 8.664 millones de dólares (cifras equivalentes a la ayuda económica que el Estado destinó para paliar los efectos de la pandemia en todo 2020). Un ahorro calculado con un GNL a 4,50 dólares, hoy una quimera. El precio de estímulo no consistió en una fijación unilateral y única, sino que cada productor ofertó un valor determinado por cuatro años, con competencia por cuenca. Mientras que en los planes anteriores (como la Resolución 46 del 2017) el precio oscilaba entre 6 y 7,50 USD/MMBTu, el Plan Gas.Ar validó un precio promedio de 3,53 dólares. Dado el aumento de los precios internacionales disparado por la guerra en Ucrania, se trata de un valor muy conveniente.
El programa no exigió niveles crecientes de producción, dado que no existía capacidad de transporte desde Cuenca Neuquina. La demora en la construcción de un nuevo gasoducto (luego del fracaso de los PPP en 2018) ponía un freno a las posibilidades de expansión. Otra novedad fueron los permisos de exportación en condición firme estival, que tomaron en cuenta que en el mercado local la demanda está fuertemente marcada por la estacionalidad. En invierno, la demanda de gas de los hogares llega a triplicarse. El pico de consumo durante el frío genera excedentes en verano que desafían la viabilidad económica de los proyectos e induce a desarrollar otros mercados en los meses cálidos.
¿Qué impacto tuvo el Plan Gas.Ar? Los resultados muestran un sobrecumplimiento de los compromisos de inyección y hasta niveles récord de producción: los 100 MMm3/d que era el objetivo principal, y hasta adicionales de invierno y excedentes para el sistema eléctrico. Además, la diferenciación por estación permitió el desarrollo del mercado de exportación en firme a Chile y un dato singular: YPF logró aumentar su producción de shale gas en Vaca Muerta de manera asombrosa, más de 225% en 9 meses. En 2021 la producción local de gas aportó a la generación eléctrica 9,3 MMm3/d de gas equivalente, hasta un tercio más económico que los líquidos importados.
A pesar de estos avances, en un contexto de menor importación de gas desde Bolivia y ante una crisis hídrica sin precedentes en las cuencas del Comahue y Paraná, la producción gasífera es solo un paliativo. No alcanzará a evitar, debido a la condición de estacionalidad de nuestra demanda prioritaria, que las compras de gas para este invierno sean significativas. Lo cual es una pésima noticia ante la escalada global de precios y la desesperación de Alemania por procurarse cada barco de GNL como sea posible. El lanzamiento de la construcción del gasoducto troncal Pte. Kirchner es una respuesta a esta coyuntura.
La pregunta clave: ¿a cuánto importaremos? Aunque en 2020 el gas natural licuado fue importado a 3,5 USD/MMBTu y a 8,33 en 2021, para el invierno de 2022 los futuros rondan hoy los 40/50 dólares. Según la consultora E&E, Argentina necesitará entre 3.200 y 4.800 millones de dólares adicionales. A esto se suma un aumento del 10% en la cantidad de buques metaneros: serán 62 este año y ya se está en tiempo de descuento para conseguirlos. Esto eleva la necesidad de subsidios energéticos, según el consultor Daniel Gerold, a la friolera de entre 10.000 y 15.000 millones de dólares, lo que probablemente haga necesario en el invierno cortar el suministro a industrias y, de escasear el gas licuado, también al sistema eléctrico. Otra tormenta que se suma al panorama de las tarifas.
Y una apostilla final sobre el debate producción vs. ambiente. La transición energética nos interpela a través de tres metas de desarrollo sostenible: garantizar el acceso universal a energía asequible y confiable, aumentar las energías renovables y mejorar la eficiencia. Hoy el discurso global se enfoca en la reducción de emisiones, pero ante las deudas sociales de un país de ingresos medios como Argentina, se impone otra prioridad: centrarnos en la meta de tener energía accesible para la población a precios económicos y de manera confiable (que no se corte). El mundo hoy nos está recordando una lección: sin seguridad de suministro a precios afrontables por los consumidores –y las cuentas del Estado– la transición ambiental tiende a demorarse. Seguir apostando al gas argentino es una respuesta virtuosa ante la crisis europea.
(*) El autor es director del posgrado en Energía y Sostenibilidad de la Facultad de Derecho (UBA) – Fue Subsecretario de Hidrocarburos de la Nación en 2019/2020.
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