Hay una realidad insoslayable. Argentina necesitará más gas para pasar el invierno. El Plan A era terminar con la reversión del gasoducto Norte y con el segundo y tercer tramo del gasoducto Presidente Néstor Kirchner (GPNK) lo que implicaba una fuerte reducción de importaciones energéticas.
A cuatro meses del pico invernal, los expertos adelantan que eso no será posible. Habrá que sacar a relucir el Plan B importando gas boliviano y el Plan C a través de la compra de GNL al exterior.
Más allá de la retórica y las meras iniciativas, el Gobierno ha repetido la fórmula de los primeros 100 días de los expresidentes Mauricio Macri y Alberto Fernández: declarar la emergencia energética y revisar tarifas y subsidios. Por fuera de eso, los ímpetus desreguladores no son (hasta ahora) más que planteos preliminares sin normas ni acciones políticas que los respalden.
El cuadro de situación es el que describe, Juan José Carabajales, director de la consultora Paspartú, quien enumera una breve lista de temas pendientes que aún están sin resolución.
Entre las principales cuestiones que aún están en el tintero figuran:
- La libre exportación (aun sin reglamentar).
- El anuncio de la venta de la venta de YPF, ENARSA y NASA.
- El fomento a las grandes inversiones a través del RIGI.
- El acople con los precios internacionales, logrado en parte en los combustibles, pero aún lejos del import parity.
- La ampliación de gasoductos y líneas eléctricas por los privados.
- El impulso a Vaca Muerta.
- La venta de activos convencionales por parte de YPF.
- Las promesas de inversión en litio y renovables.
- La liberación de las importaciones.
El escenario preocupa y mucho. El Gobierno anunció que eliminará el Plan Gas y una producción total de gas que cayó 5,2% en febrero, con un convencional que disminuyó 15% y ya no llega a aportar ni 50 millones de metros cúbicos de gas por día (MMm3/d), de los 123,8 MMm3/d alcanzados.
"El gobierno debió haber dejado vigente el Plan Gas hasta su finalización. No hay lógica para eliminarlo, excepto que el país se encuentre en una sobre abundancia de gas natural, cosa que no sucede. Argentina está lejos de tener holgura de gas y la frazada es corta para el invierno 2024. Y esto te lleva a una reprogramación de urgencia hasta que la situación se resuelva", advirtió Fernando Navajas, economista y Jefe de la Fundación de Investigaciones Económicas Latinoamericanas (FIEL).
El panorama se agrava ante las demoras en la licitación de los tramos pendientes de la Reversión del Gasoducto Norte, obra complementaria del Gasoducto Néstor Kirchner, que no estaría terminada para este invierno. El GPNK hoy tiene capacidad para transportar 11 MMm3/d y llegaría a unos 20 MMm3/d con las dos plantas de compresión, que todavía tampoco están finalizadas.
Por eso, para llegar a los 180 MMm3/d promedio que se necesitan en julio y agosto, Enarsa importaría al menos 10 cargamentos de GNL que llegarán en barco a las terminales regasificadoras de Escobar y Bahía Blanca, a un precio de entre U$S 7 u U$S 8 por millón de BTU.
Ricardo Markous, CEO de Tecpetrol, se refirió a las alternativas para abastecer el pico de la demanda de gas natural en el norte argentino durante el próximo invierno.
El ejecutivo aseguró que la reversión del gasoducto Norte está en marcha porque ya se licitaron los todos los tramos, pero no va a estar listo para el invierno, pero sí debería estar para octubre de este año.
"Va a hacer falta tener gas de Bolivia para este invierno. Si no está listo el gasoducto Norte van a hacer falta entre seis y ocho millones de metros cúbicos en los picos. Ahí se puede jugar con Brasil porque podría tomar menos gas en el invierno y reemplazarlo por LNG. Brasil dijo que podía tomar menos gas de Bolivia porque tiene hidraulicidad, almacenamiento de agua, compensar con LNG y permitir que la Argentina tome más gas", señaló durante una cumbre de empresarios del sector.
Emilio Apud, ex secretario de Energía de la Nación, también coincide en este sentido que "para abastecer el NOA en este invierno, una de las opciones es negociar con Brasil para que resigne unos 7 MM de metros cúbicos de Bolivia y hacer un swap hasta que la reversión del Gasoducto Norte esté terminada".
Consultado sobre el tema, Daniel Montamat, ex secretario de Energía de la Nación y expresidente de YPF, es necesario analizar algunas operaciones de swap o intercambio con Brasil para el invierno con GNL para cubrir el pico de demanda gasífera de la Argentina durante el invierno.
Al respecto, planteó tres incógnitas que se presentan para abordar la duda del gas en invierno. Primero, la intensidad de las temperaturas y su incidencia en la demanda residencial.
Segundo, la evolución de las plantas de compresión del primer tramo del gasoducto Néstor Kirchner para aumentar los volúmenes transportados de 11 MM de m3/d a 22 MM de m3/d. Y tercero, el avance de las obras de reversión del gasoducto del Norte y la demanda de gas de Vaca Muerta que en definitiva se reorientará hacia el Norte (estoy hay que relacionarlo con el posible swap de GNL con Brasil que involucra gas de Bolivia).
"Si están los 11 millones de m3/d adicionales y hay que reorientarlos en parte al Norte porque no hay oferta de Bolivia, eso cierra contra mayores importaciones de GNL en Escobar. Creo que van a ver en junio cómo vienen las temperaturas y allí van a contratar otros cargamentos con destino a Escobar. Se han contratado 10 y el adicional depende de cómo jueguen las tres incógnitas planteadas", explicó.
Para Gerardo Rabinovich, Vicepresidente del Instituto de Energía Mosconi (IAE) el abastecimiento de gas para este invierno está fuertemente comprometido.
"Es muy difícil que la infraestructura requerida se encuentre operativa en poco menos de cuatro meses, y aunque la producción se recupere, no hay capacidad material de llevar el gas desde Vaca Muerta, que es el único yacimiento capaz de incrementar la producción hasta regiones como el NOA", remarcó.
Para el directivo del IAE "esta restricción también hace peligrar el abastecimiento eléctrico ante picos de la demanda invernal, ya que hay centrales en el polo de generación del NOA que no podrían funcionar por falta de combustible, más allá que el precio medio mayorista se encarezca por mayor utilización de combustibles líquidos".
En su opinión, podrían mitigar esta situación crítica tres elementos. El primero de ellos es aleatorio y es la posibilidad de tener un invierno suave con temperaturas templadas que modere la presión de la demanda.
El segundo, no deseable, es la continuidad de la recesión económica que puede retraer la demanda de gas natural; y por último, una posible negociación tripartita, en la que Brasil acepte transferir gas natural que contractualmente está comprometido con Bolivia para su mercado interno hacia la Argentina.
"Esto tiene la complejidad de fijar cantidades, plazos y precios de este potencial swap con nuestros vecinos", agregó.
Por último, mencionó la posibilidad de incrementar las importaciones de GNL con el consecuente incremento del costo sobre la economía, aunque los tiempos para lanzar las licitaciones son demasiado estrechos y entonces se podrían estar enfrentando situaciones de compra en emergencia, sumamente costosas y de alta incertidumbre.
En tanto, Alejandro Einstoss, economista y consultor en energía y servicios públicos, habló de una aparente improvisación para abastecer de gas el próximo invierno.
"Hay algo de intentar un intercambio de petróleo por gas con Bolivia, pero me parece que lo más factible será que tendremos que poner barcos de GNL en Brasil para que el gas boliviano llegue al norte argentino. Una operación innecesaria si la reversión se hubiese realizado en tiempos previstos", comentó.
