Este invierno, el faltante de gas demandará importaciones por 3800 millones de dólares. El sector requiere una nueva legislación y planificación estratégica.

 

En invierno se requiere ampliar la oferta de gas en 35 a 45 millones de m3/d. (Fuente: Lucía Grossman)
En invierno se requiere ampliar la oferta de gas en 35 a 45 millones de m3/d.. Imagen: Lucía Grossman

El suministro de gas natural posee una demanda con un fuerte pico invernal que no es sencillo satisfacer. El mismo, dependiendo de las condiciones climáticas y consumos estacionales, puede variar entre 35 a 45 millones de m3 por día por encima de la media estival.

La base estival, en torno a los 115 millones de m3/día, se sustenta con producción local e importación de Bolivia. La producción local es superavitaria en el periodo estival y es así que se exportan, de octubre a abril a Chile y Uruguay, unos 8 millones m3/d. La mayor exportación es gas de los yacimientos de Tierra del Fuego y Santa Cruz Sur a la Planta de Methanex de Punta Arenas. Esas exportaciones, más las que salen de Vaca Muerta, se suspenden a partir del 1º de mayo de cada año y se reorientan hacia el mercado interno.

Durante la temporada invernal, de aproximadamente cuatro meses, la demanda se estima que llegará a promediar, como mínimo, los 153 millones m3/día, con lo cual quedaría por cubrir una necesidad de 30 millones de m3 diarios a ser obtenida en las diversas fuentes posibles. Y en búsqueda de ellas, partieron distintas misiones gubernamentales.

Gas para el invierno

La primera de ellas se propuso convenir con Bolivia la reorientación de parte del gas que usualmente tiene como destino a Brasil. Se concretó con una oferta plus cercana a 8 millones m3/d, pero a un precio 100 por ciento superior al actual: a 19 dólares por millón de BTU.

Por otra parte, gracias al muy buen año hidrológico, Brasil logró llenar las represas y se comprometió a enviar energía eléctrica que, repartida a lo largo del invierno, implica unos 4 Millones de MWh y un ahorro de gas local para generación, del orden de los tres millones de m3/d.

El gobierno también efectuó una compra de ocho barcos de Gas Oil para que las centrales térmicas duales puedan, en el periodo invernal, conformar una sustitución de 4 millones m3/d de gas para la generación eléctrica.

Por último, se compraron 9 barcos de GNL (640 millones m3) que, repartidos en los 4 meses del período invernal, aporten una media de 5,5 millones m3/d de gas (vaporizado en Escobar y Bahía Blanca).

La suma total de esta colecta de emergencia llega a 20,5 millones m3/d. Es decir, habría un faltante de 9,5 millones para llegar a los 30 millones requeridos. Con un invierno normal, se tendrá que apelar a un plus de importación de GNL estimado en 15 barcos a un costo de unos 90 a 100 millones de dólares por barco.

Cuentas

Los 9 barcos de GNL comprados costaron algo más de 800 millones de dólares. La provisión plus desde Bolivia, 700 millones. El gas oil, un total de 400 millones. La importación de electricidad de Brasil, otros 400 millones. Y como remate, la compra de esos 15 barcos adicionales de GNL, otros 1500 millones de dólares.

La suma de las erogaciones por una importación de emergencia para este invierno llegaría a 3.800 millones de dólares. Con la importaciones estivales de Bolivia se suman 700 millones más.

Todo esto conforma un panorama negro y no solo por las divisas que Argentina hoy no tiene. También porque en caso de que se den varios días muy fríos, es posible que haya cortes a la industria que no poseen contratos de suministro en firme. Aunque fueran esporádicos y puntuales, afectan igual a la producción.

Cabe indicar que con solo el 20 por ciento del monto que se va a erogar es viable construir dos almacenajes de GNL de 200 millones m3 cada uno, posibles de ser llenados durante los 8 meses estivales con un módico caudal de 2 millones de m3/día. La planta de licuefacción del gas para su almacenaje es posible primero arrendarla (barco FLNG) y, luego de un par de años, ser construida para almacenamiento y exportación.

Planificación

La planificación en gas natural requiere una legislación de promoción para los próximos años, que posibilite una producción que cubra la merma de los yacimientos convencionales, la sustitución de la importación de barcos de GNL, la baja de los volúmenes provenientes de Bolivia y los incrementos del consumo del mercado interno local. Regular, además, las exportaciones estivales y promover almacenajes para cubrir los picos invernales.

El volumen de tareas en el área energética es enorme y requiere conformar un sólido equipo de planificación y gestión energética. Una prospectiva a corto y largo plazo en el marco de un esquema institucional de un conveniente Ministerio de Energía a crearse. El mismo debería asumir asimismo un programa de transición energética con una urgente segmentación tarifaria.

El cúmulo de tareas requiere recuperar el criterio de planificación integrado y centralizado, desandando el camino desregulatorio neoliberal que ha destruido la infraestructura, no ha hecho inversiones y puso en peligro el acceso de la población a la energía que necesita.

En este contexto, resulta conveniente acompañar la gestión con una nueva legislación integral en materia energética, que pivotee en función de los objetivos de autoabastecimiento interno y accesibilidad universal de los bienes energéticos.

Al gas natural importado en forma de GNL se lo irá sustituyendo con el gas local, tanto del Sur como del Comahue, para lo cual los gasoductos y plantas de almacenaje de gas natural licuado son necesarios para hacer realidad el autoabastecimiento en el pico invernal y poseer grados de seguridad en el suministro en firme a la industria, la petroquímica y las exportaciones.

Estas reflexiones y propuestas deben ordenarse con prioridades de inversión dirigidas a promover las tecnologías e industrias locales. El desarrollo de Vaca Muerta y los yacimientos de Tierra del Fuego y Santa Cruz sur, por su enorme potencial, deberán garantizar un gas natural con precios pesificados y adecuados para el desarrollo nacional, con tarifas transparentes y acotadas a las posibilidades de pago de la sociedad.

 

*Vicepresidente del IESO (Instituto de Energía Scalabrini Ortiz), Integrante del Grupo Bolívar y del CEEN (Central de Entidades Empresarias Nacionales).

Fuente: Página 12

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