SERGIO SERRICHIO

Mientras recurre a parches urgentes y costosos para pasar el invierno, la Argentina afronta una crisis de energía en un contexto de acelerada transición energética global que el país, que tiene en Vaca Muerta la segunda reserva mundial de gas y la cuarta de petróleo “no convencionales”, debería estar en condiciones de aprovechar más que padecer.

Sin embargo, coincidieron varios expertos y protagonistas del sector en un evento del Instituto de Energía de la Universidad Austral, la oportunidad seguirá abierta unos años y la Argentina podría usufructuarla si hace las inversiones, construye la infraestructura y desarrolla las cadenas de valor para disfrutar de una bonanza energética: producción, empleo, competitividad y desarrollo industriales, exportaciones y divisas.

La invasión de Rusia a Ucrania y el aumento del precio mundial de la energía aceleraron una reconfiguración del mercado mundial que tomó a la Argentina distraída pese a que, como señaló el consultor energético Luciano Caratori, hubo preavisos sobre lo que se venía y la guerra profundizó: un alerta fiscal, por el impacto de los subsidios energéticos, otro de divisas, por las importaciones de gas, y un tercero de abastecimiento, por la prospectiva de un invierno con escasez de gas y cortes de electricidad del que la industria ya tomó nota y armó planes de contingencia, y la escasez de gasoil que afecta el sistema de transporte y la cosecha agrícola.

“¿De qué magnitud van a ser los cortes en invierno? ¿Y en otoño?”, preguntó Caratori en un informe en el que identificó los alertas y factores clave, distinguiendo entre “exógenos”, aquellos sobre los que el país no tiene influencia, y “accionables”, sobre los que el gobierno, de haberse despabilado antes, podía haber influido.

Aunque tardíamente, el ministro de Economía, Martín Guzmán, se involucró en el problema (la Secretaría de Energía, aunque poblada de funcionarios kirchneristas, depende de su cartera) y logró abrochar con Brasil un compromiso de provisión de 2 gigavatios de electricidad durante el invierno.

En el evento de la Universidad Austral, Roberto Carnicer, director del instituto de Energía, dio cuenta del peso de Rusia -que a raíz de la guerra dejó de ser un proveedor fiable para su principal mercado, el europeo- en el panorama energético mundial y en especial en el del gas, del que es segundo productor, detrás de EE.UU., y principal exportador mundial, superando por lejos a sus seguidores: Qatar, Noruega, Australia y EE.UU., como puede verse en el gráfico de abajo.

¿Qué impacto tendría el recorte del crudo y el gas ruso a Europa?, le preguntó Carnicer a José Luis Sureda, exsecretario de Recursos Hidrocarburíferos durante la gestión en Energía de Juan José Aranguren, y ex vicepresidente de Petróleo y Gas de Pan Amamerican Energy (PAE).

Lo del petróleo no hay forma de arreglarlo e impacta en la provisión de gasoil al viejo continente, debido a la calidad del crudo de los Urales y la logística que lo lleva hasta refinerías en Croacia y otros lugares de Europa, respondió Sureda.

En cuanto a gas, Europa puede soportar una provisión menguada hasta el próximo invierno boreal, con ajustes (usar carbón, reencender centrales nucleares, manejar la demanda), pero necesitará entre 3 y 4 años para reemplazar el gas ruso con GNL, transportado por barcos, como le ofrece EE.UU..

PROVEEDOR NEUTRAL
Por eso, observó Sureda, “ahí hay una gran oportunidad para nosotros, deberíamos estar ya trabajando con la Unión Europea y ser un proveedor neutral, aséptico. Europa sabe que los EE.UU. no son los Ángeles de Charlie; un nuevo proveedor sería más que bienvenido para ellos, les permitiría diversificar fuentes”.

Holanda, que era su fuente de producción doméstica más grande, ya no tiene gas, y Libia y Argelia tienen problemas que no los hacen proveedores fiables. En definitiva, subrayó, “Europa tiene una enorme fragilidad de abastecimiento de GNL, no solo tiene problemas con Rusia, sino varios”.

La guerra, dijo el experto y exfuncionario, dejó dos lecciones; 1) el mundo no puede vivir sin combustibles fósiles, a menos que acepte una caída brutal del estándar de vida, y 2) no hay por ahora tecnología de reemplazo, Europa seguirá desarrollando energías renovables para no depender tanto del exterior, pero sin recaer en insensateces como, señaló, hicieron en el pasado Alemania e Inglaterra, “dos paladines de la transición energética” que están volviendo en parte sobre sus pasos.

Favio Jeambeaut, gerente ejecutivo de Gas, Electricidad y Negocios de PAE, recordó que ya antes de la guerra el mercado energético mundial había entrado en una etapa de fragilidad y volatilidad, que el conflicto exacerbó.

“A corto plazo es un problema para Argentina, que es comprador importante de GNL: en 2021 fueron 56 bancos y serán entre 60 y 65 este año”, precisó. Dependencia agravada, observó, por la falta de contratos de largo plazo. “Hemos comprado desde 2008 en el mercado spot; algunas veces salió bien, pero ahora los precios se quintuplicaron”.

FILÓN
Pero lo que hoy es un problema es también un posible filón futuro. La demanda de gas proyectada de la Argentina, Chile, Uruguay y Brasil en los próximos 20 años, precisó Jeambeaut, es apenas una sexta parte de las reservas de gas de la Argentina. He ahí la oportunidad, dijo: ubicar al país como productor y exportador.

“Lo que este año nos va a hacer pasarla bastante mal, puede ser el último empujón para generar una nueva fuente de ingresos a la Argentina”, subrayó el ejecutivo. Y llega cuando al fin el Estado parece haber entendido algunas cosas: aun en los días más críticos del verano pasado, observó, se respetaron los compromisos de exportación.

La curva de producción apoya esas presunciones: en Vaca Muerta PAE pasó de producir 1,5 millones de metros cúbicos por día de gas en 2021 a 4 en la actualidad, piensa llegar a 6 a mediados de año y a 8 en 2023. “Estoy hablando de algo concreto, y se puede duplicar e incluso triplicar el número del año que viene”, señaló Jeambeaut.

“El contexto internacional es una gran oportunidad”, coincidió Juan Schijman. Gerente de Operaciones de Pluspetrol. La Argentina, dijo, tiene reservas de gas por entre 200 y 300 billones de pies cúbicos y consume 1 por año. Las reservas exceden la demanda potencial regional y dejan un amplio saldo para exportar por barco en un mercado mundial en el que Europa necesita diversificar fuentes y en el que el gas es visto como el hidrocarburo clave de la transición energética, por ser el más limpio.

Pluspetrol, dijo el especialista, también atestigua la productividad de Vaca Muerta: en su operación en La Calera (un 50/50 con YPF) señaló, producía 3 millones de metros cúbicos por día entre 2019 y 2020, llegó a 5 a mediados de 2021 y proyecta alcanzar los 10 a mediados de 2023.


GAS RICO
Además de producción y exportación de gas, Vaca Muerta también provee oportunidades para la producción de fertilizantes y Gas Licuado de Petróleo (GLP), que se sigue demandando en lugares sin provisión de gas por redes. 

Argentina es exportadora de GLP desde el 2000, a partir de las plantas de Mega en Neuquén y Bahía Blanca y otras que luego entraron en funcionamiento en Cañadón Alfa (Tierra del Fuego) y El Portón (Neuquén), explicó Carnicer a Infobae.

El gas de Vaca Muerta, explicó el experto, es rico en propano y butano (para GLP), además de metano. GLP compran China, Japón, Vietnam, Asia en general. Argentina llegó a exportar 1 millón de toneladas, que el mercado mundial paga a precios (según el momento) de entre US$ 400 y 800 la tonelada.

Un negocio que a veces se traba por insuficiencia de gas (la prioridad es abastecer las Centrales Térmicas) pero podría agrandarse con una planta de licuefacción en Bahía Blanca, que además de licuar el gas de Vaca Muerta para exportar como GNL separe el propano y butano para GLP. “El nuestro es un gas muy rico”, subrayó, apuntando el caso de EE.UU., principal exportador mundial de GLP a partir de su gas no convencional.

Diego Freire, gerente de Negocios de Líquidos en TGS, resumió el mercado y el potencial del GLP para la Argentina. “Producimos casi 3 millones de toneladas anuales, 2 se destinan al mercado interno (uso combustible y petroquímico) y 1 se exporta. América Latina importa 50% de su consumo de GLP: Brasil importa un quinto de lo que consume, Ecuador la totalidad, e incluso podríamos vender a África y Asia, dependiendo de situaciones particulares y arbitraje. Pero para aprovechar ese potencial, dijo Freire, es imprescindible construir un nuevo gasoducto y, eventualmente, una planta de licuefacción, algo que, dijo Freire, “se debería programar; Bahía Blanca es el lugar natural para un proyecto de estas características”.

FERTILIZANTES
En cuanto a fertilizantes, Martín León, del área de Planeamiento Estratégico de Profértil (sociedad de iguales entre YPF y Nutrient, una multinacional de insumos y nutrientes para el agro), precisó que la empresa produce anualmente en su planta de Ingeniero White 1,32 millones de toneladas entre urea granulada (el fertilizante nitrogenado más importante, clave para la reposición de nutrientes en la producción de trigo y maíz) y otros productos, como amoníaco y urea líquida, de grado automotriz.

El año pasado el campo argentino consumió de 2,4 millones de toneladas de fertilizantes, récord que repetiría en 2022. La producción local no colma el mercado interno, pero ahorra unos US$ 600 millones anuales en importaciones, dijo León, quien también apuntó al déficit regional: América Latina consume 12 millones de toneladas anuales, pero produce solo 3 (incluidos las 1,32 millones de la Argentina) e importa el resto.

Todas estas oportunidades requieren mayor capacidad de transporte, para ordeñar a full las ubres de gas y petróleo de Vaca Muerta, e ingentes inversiones, difíciles de atraer y financiar con la actual tasa de riesgo-país y la desconfianza que se supo ganar la Argentina

“Cuando me preguntan si es necesario un marco regulatorio nuevo, respondo que lo principal es generar confianza. Una mejor ley o beneficios impositivos ayudan, pero no son suficientes”, dijo Francisco Romano, socio a cargo del Área de Energía en el estudio Pérez Alati, Grondona, Benites & Arntsen y director de la Diplomatura en Derecho de los Hidrocarburos de la Universidad Austral.

Lo más importante, explicó Romano a Infobae, es la posibilidad de exportar y disponer de las divisas. “Todo eso ya estaba en el acuerdo Chevron-YPF (de 2013), pero el decreto nunca se reglamentó. No sería necesaria una ley. Y más allá de eso, el trasfondo es la confianza que falta”, subrayó.

“En el proyecto nuevo (de promoción de inversiones hidrocarburíferas, un mamotreto de más de 100 artículos que el Ejecutivo envió al Congreso en septiembre pasado) piden a las empresas que renuncien a beneficios anteriores que prometieron y no les dieron”, lo que no ayuda a la confianza, recordó Romano. Peor aún, agregó: la promesa de “exportación garantizada” no tiene garantía concreta y proviene de un régimen anterior, del Decreto 929/2013, incorporado a la Ley 27.007, que no fue reglamentado ni cumplido.

“Y el proyecto tampoco contiene, como sí lo hacían las normas anteriores, ninguna protección para el precio de la producción que no pudo exportarse por insatisfacción de la demanda local”, completó Romano.

EL GAS DE BOLIVIA
Mientras tanto, el gobierno abrochó una nueva adenda al contrato original de provisión de gas de Bolivia, por una cantidad en firme de 14 millones de metros cúbicos por día durante el invierno.

Aunque más barato que las costosas cargas de GNL que la Argentina importa mediante barcos “metaneros” y regasifica en plataformas móviles en Bahía Blanca y Escobar, se trata de un raro acuerdo de dos precios, que en caso de llegar al máximo de provisión potencial (18 millones) significará un valor promedio 50% superior al de 2021, por una cantidad 50% inferior a la que, según el acuerdo original, firmado en 2006, el país del altiplano debía proveer cada año entre 2010 y 2026.

Tras el anuncio que compartió con Alberto Fernández, el presidente de Bolivia, Luis Arce, dijo que aquel acuerdo había sido con un gobierno “de facto” (era uno de transición, a cargo de Carlos Meza, quien fue luego el más serio rival electoral de Evo Morales), acusando implícitamente de tratos espurios al por entonces presidente argentino, Néstor Kirchner.

Dependencia del gas boliviano y de cargas por barco importadas al margen, la infraestructura que Argentina necesita para no importar e incluso exportar a partir del potencial de Vaca Muerta depende crucialmente de dos obras: un nuevo gasoducto y la construcción de una planta de licuefacción de gas, que insumiría miles de millones de dólares de inversión y varios años de construcción, hoy invisibles en el horizonte, aunque existe un proyecto de planta de licuefacción “escalable” por parte de TGS y Excelerate, para intentar aprovechar la expansión del mercado mundial de GNL. En cualquier caso, su viabilidad económica depende de la ampliación de la capacidad de transporte del gas de Vaca Muerta. Esto es, de un nuevo gasoducto.

OBRA CLAVE
De hecho, el gobierno lanzó la licitación para la construcción del “Gasoducto Néstor Kirchner”. “Es bueno que se avance con el gasoducto, pero hubiera sido mejor con participación privada y que el privado asuma el riesgo; el Estado decidió asumir la inversión, en lugar de mejorar las condiciones para que se haga cargo el sector privado”, dijo Luciano Caratori a Infobae. 

En cuanto a plazos, el gobierno afirma que la primera etapa del gasoducto estaría listo en un año, despejando dudas de abastecimiento del invierno 2023, el último antes de las próximas elecciones presidenciales. “Es un plazo desafiante. Pero sería buena noticia si lo pueden hacer, siempre es mejor antes que después, pero lo importante es que se haga”, dijo Caratori.

La obra, reseñó el experto a Infobae, había sido convocada originalmente en marzo de 2019 por el gobierno de Mauricio Macri, que cuatro meses después, en julio, lanzó la licitación, a la que se presentaron cuatro oferentes, incluido uno con la participación de un socio chino. 

Hubo dos prórrogas a la licitación, una después de las PASO de agosto de aquel año y la disparada del dólar y del riesgo-país, y otra después de la primera vuelta de la elección presidencial que ganó la fórmula Fernández-Fernández. “Hubiera sido raro que el gobierno adjudique el contrato después de perder las elecciones y al final de su mandato”, resaltó Caratori.

NUEVOS PLAZOS
La actual gestión se tomó más de un año hasta que el 20 de diciembre de 2020 dio de baja aquella licitación y 14 meses más para, el 11 de febrero pasado, emitir el decreto de instrucción a una nueva licitación. Ya licitó los caños (ganó Tenaris, único oferente, que los proveerá por US$ 600 millones), pero aún no la obra civil.

Se trata de un tendido de 650 kilómetros entre Tratayen (Neuquén) y Salliqueló (Buenos Aires), en una primera etapa, en que la capacidad de transporte de gas aumentaría en 22 millones de metros cúbicos por día, y una segunda hasta San Jerónimo (Santa Fe), que estiraría el plus gasífero a 39 millones, aumentando la puesta en valor de Vaca Muerta y disipando las dudas de abastecimiento.

A diferencia del proyecto anterior (que en su etapa inicial exigía a los postulantes aportar US$ 200 millones de financiamiento, a completarse con fondos de la Anses, garantías de la OPIC, una agencia de EE.UU., y aportes del BID), el actual se financiaría íntegramente con fondos públicos.

El último gasoducto troncal de la Argentina (Neuba II), recordó Alejandro Einstoss, economista del Instituto Argentino de Energía General Mosconi y coordinador de la Comisión de Energía de la Fundación Alem, vinculada a la UCR, se inauguró en 1988 y permitió el autoabastecimiento de gas de la Argentina durante más de 20 años, con el fluido del yacimiento Loma de la Lata, descubierto en 1979. La traza, de 2.200 kilómetros, la hizo Techint en poco menos de dos años, y hubo ampliaciones durante el gobierno de Carlos Menem.

CAÑOS, TÉCNICA Y REGLA DE TRES
Teniendo en cuenta los avances tecnológicos y por regla de tres simple, dijo Einstoss, podría ser que los primeros 650 kilómetros del “Gasoducto Néstor Kirchner” ya transporten gas en el invierno 2023, pero le parece dudoso.

“La obra civil todavía no se licitó, no hay estudio de prefactibilidad, faltan los permisos de servidumbre (de los campos por los que pasarian los caños) y los permisos ambientales (de las localidades cercanas a la traza)”, señaló a Infobae. Además, apuntó, el proyecto está en cabeza de Integración Energética Argentina SA (IEASA, a cargo de Agustín Gérez, un abogado de Santa Cruz cercano a Máximo Kirchner), organismo que dista de las capacidades técnicas que tenía entonces Gas del Estado, que elaboró el proyecto del Neuba II.

Einstoss recordó el caso del Gasoducto del Noreste Argentino (GNEA), anunciado por Néstor Kirchner en 2003 y a inaugurarse en 2006, del que solo se hicieron algunos tramos que, además, funcionan al revés: no llevan gas argentino al norte del país, sino que lo traen de Bolivia.

Lo cierto es que el último gasoducto troncal del país se inauguró hace 34 años. La Argentina necesita romper ese largo invicto si quiere aprovechar la oportunidad y ser un proveedor energético fiable de sí misma y de un mundo en plena reconfiguración debido a una guerra que estalló a decenas de miles de kilómetros de distancia.