La insuficiente producción de los yacimientos argentinos, las dificultades que tiene Bolivia para cumplir los compromisos de entrega de gas y la dependencia de las importaciones de gas natural licuado (GNL) son la película repetida de la última década. Como sucede todos los inviernos, con la llegada del frío aumenta la demanda de gas y la gran incógnita es saber si Argentina contará con el gas suficiente para “pasar el invierno”.

Para el Gobierno, el abastecimiento está garantizado, aun a costa de seguir drenando divisas. De acuerdo con estimaciones de la Secretaría de Energía, de mayo a septiembre próximo, la demanda de gas alcanzará los 22.466 millones de metros cúbicos (MMm3), es decir unos 150 millones de MMm3 diarios. El Gobierno estima que, de ese total, será necesario importar el 26%, que llegará desde Bolivia y a través de los barcos metaneros que transportan GNL, posteriormente regasificado en las terminales flotantes de Escobar y Bahía Blanca.

Para los expertos, la situación está lejos de ser tranquilizante. El ingeniero Gerardo Rabinovich, vicepresidente del Instituto Argentino de la Energía (IAE) General Mosconi, advierte que “dependiendo de las condiciones climáticas y del nivel de la actividad económica, van a faltar entre 50 y 60 millones de metros cúbicos (MMm3) diarios, que van a tener que ser importados”. Recuerda que ya se han licitado cargamentos y se ha pedido a Bolivia incrementar sus exportaciones de gas hacia nuestro país. Sin embargo, aclara, “el abastecimiento para este invierno va a estar bastante complicado”.

UNA MATRIZ ENERGÉTICA GASIFICADA

Cabe destacar que, al margen del consumo domiciliario, comercial e industrial, Argentina ha sido, a partir de la década del 80, pionera en el desarrollo del gas natural comprimido (GNC) para su uso vehicular. Hoy, el GNL representa alrededor del 12% del parque automotor y absorbe alrededor del 6% de la demanda total de gas natural. A pesar de los últimos aumentos de precios, el GNC sigue siendo una alternativa mucho más económica que la nafta y el gasoil.

Por otra parte, la participación del gas natural en la producción de energía eléctrica ha ido creciendo desde la década del 90: las centrales térmicas representan hoy más del 60% de la producción eléctrica del país, contra el 25% de la hidroelectricidad, el 5% del sector nuclear y alrededor de un 10% de participación de las energías renovables. Estas últimas, que tienen la característica de ser intermitentes y que no pueden ser almacenadas, se han venido expandiendo a un ritmo sostenido y el objetivo de la legislación vigente es alcanzar el 20% del consumo eléctrico nacional en diciembre de 2025.

“Hoy, más de la mitad de la energía eléctrica que nosotros consumimos se produce a partir del gas”, confirmó Rabinovich, quien puntualizó que los combustibles líquidos alternativos -gasoil y fuel oil- son muchos más costosos y encarecen sensiblemente el costo del megavatio/hora. Consultado sobre la posibilidad de reducir esa incidencia del gas en la matriz eléctrica del país, este experto respondió: “Se puede bajar esa incidencia, pero se va a necesitar mucho tiempo e inversiones en otro tipo de centrales de generación, fundamentalmente hidroeléctricas y renovables. Mientras tanto, el gas va a seguir jugando un rol muy importante en nuestra matriz de generación eléctrica”.

VACA MUERTA: ¿PROMESA O REALIDAD?

El incremento en la producción de gas en la formación no convencional Vaca Muerta, cuyos yacimientos entregan hoy alrededor del 24% de la producción total de gas del país, es la gran apuesta del Gobierno. Sin embargo, la vedette de los hidrocarburos neuquinos todavía está lejos de alcanzar todo su potencial. “Vaca Muerta requiere de inversiones masivas y continuas durante un largo período de tiempo, y la situación macroeconómica actual de la Argentina no permitiría desarrollar esos recursos en todo su potencial hasta tanto no se acceda a fondos de inversiones directas o créditos internacionales a tasas competitivas”, apuntó Rabinovich.

El reciente lanzamiento del Plan Gas.Ar busca incentivar las inversiones de aquí a 2024, con un ojo puesto en la participación de pymes y empresas regionales en la provisión directa de bienes y servicios. “Avanzamos en el Plan Gas.Ar para frenar el declino en la producción. Licitamos en noviembre y adjudicamos en diciembre de 2020. Estamos trabajando contrarreloj”, manifestó, en ese sentido, el secretario de Energía, Darío Martínez, al participar semanas atrás en una conferencia del Club del Petróleo.

En el marco del nuevo programa, YPF dio a conocer sus ambiciosos objetivos. La empresa anunció, para este año, una inversión de 1500 millones de dólares en sus yacimientos neuquinos, con el objetivo de incrementar en un 70% su producción de gas no convencional. Por su parte, Tecpetrol apuesta sus fichas al bloque no convencional Fortín de Piedra, que representa más del 8% de la producción total de gas del país. La compañía petrolera del Grupo Techint también comprometió inversiones en el sector por 1500 millones de dólares  a cinco años, de los cuales 350 millones serán desembolsados en el curso de este año.

EL DILEMA IMPORTACIONES VS. EXPORTACIONES

Respecto de la posibilidad de exportar excedentes de producción durante los meses de menor demanda interna de gas, Rabinovich opinó: “Las empresas productoras necesitan exportar para poder mantener la rentabilidad de sus explotaciones. Del otro lado de la frontera, el cliente requiere continuidad. Es un negocio difícil vender gas en determinado momento y, en otro período del año, decir que no por la necesidad de satisfacer la demanda interna”. Para eso, señaló, se requieren “negociaciones muy sofisticadas” y “esa “aleatoriedad del suministro también impacta en el precio de venta del gas”.

Desde la Secretaría de Energía, mientras tanto, Darío Martínez confirmó que está en análisis “un plan específico para exportar gas a Chile” una vez resuelto el problema de la declinación de la producción local, que fue inevitable durante 2020 por la pandemia. Por el lado de las ventas a Brasil, en cambio, se requeriría nueva infraestructura: la idea es construir un gasoducto de 2400 kilómetros para transportar hasta Porto Alegre la producción de Vaca Muerta. Según la consultora WoodMac, el ducto abriría la posibilidad de exportaciones por unos 400 millones de dólares anuales al país vecino durante la próxima década.

Los escenarios son múltiples y, para recuperar el autoabastecimiento y seguir pensando en planes exportadores, se necesitan inversiones y precios atractivos para las empresas productoras. Por lo pronto, el foco del Gobierno está puesto en relanzar Vaca Muerta, que sigue siendo uno de los reservorios de hidrocarburos no convencionales más promisorios del planeta.