La Argentina requiere ampliar su captación de mercados energéticos para aprovechar a mayor escala las vastas riquezas hidrocarburíferas de Vaca Muerta. Frente a esa certeza, la posibilidad concreta de exportar gas a Brasil a través de nueva infraestructura física concentró buena parte del debate en la última emisión de Dínamo – Charlas de Energía, la propuesta audiovisual de EconoJournal.

Bajo la conducción periodística de Nicolás Gandini, el director general de Transportadora de Gas del Norte (TGN), Daniel Ridelener, hizo un repaso de las complejidades y los atractivos que implicaría una mayor integración gasífera con Brasil, poniendo el foco en la viabilidad económica de las diferentes alternativas a construir.

De la discusión, que también abordó la importancia de reformar el mercado eléctrico local para incentivar la inversión privada en materia de transporte y generación, y que enfatizó la necesidad de contar con un marco regulatorio estable y sostenido en el tiempo, participaron el ex secretario de Energía de la Nación, Gustavo Lopetegui; el ex ministro de Energía, Juan José Aranguren; y el director de Economía y Energía (EyE), Nicolás Arceo.

Proyecto ambicioso: Gas argentino para la industria de Brasil

El proyecto de exportación de gas al mercado brasileño debe observarse, según Ridelener, desde distintos ángulos. “Hay que ver cuál es la potencialidad de Vaca Muerta para la Argentina, qué significa integrarnos regionalmente y cómo debe entenderse el mercado brasileño, que tiene dos características importantes: la fuerte incidencia del parque hidroeléctrico en la generación eléctrica y la creciente participación de las energías renovables”, resumió.

En definitiva, expuso, lo que Brasil necesita puntualmente es contar con respaldo de capacidad de transporte para su uso en todo momento. “El mercado al que apuntamos para abastecer por gasoducto es el industrial, que está entre los 45 y 50 millones de metros cúbicos diarios y que, paradójicamente, en los últimos años decreció por un tema de precios. La industria en Brasil, que consume gas natural licuado (GNL), paga precios altos de entre US$15 y US$17 por millón de BTU, lo que nos da la posibilidad de llegar con un valor más más accesible para la demanda”, explicó.

A fin de cumplir con el sueño de producir urea, ejemplificó, los industriales brasileños deberían disponer de un precio cercano a los US$6 ó US$6,5 por millón de BTU.

“Estimar el valor del fluido que podríamos llevar a Brasil depende del volumen a exportar en firme. Para ello tendríamos que pensar en un ducto nuevo de 750 kilómetros (km) que vincule Neuquén con el sur de Córdoba, que se está transformando en un nodo muy importante para todo el sistema gasífero, además de expandir el Gasoducto Norte, que pasó por un proceso de reversión. En suma, estamos hablando de llegar a la frontera con Bolivia con alrededor de US$2,5 por millón de BTU en costo de transporte y a eso añadirle el boca de pozo”, cuantificó el directivo, quien también mencionó la intención de Paraguay de erigirse como ruta opcional.

El reto de la rentabilidad

Por su parte, Arceo planteó que “incluso en un escenario muy agresivo de crecimiento de la producción, el volumen de gas asociado no debería superar los 55 millones de m3 por día y eso no alcanza para abastecer el consumo total de la demanda local durante el periodo más bajo del valle estival. Esto significa que vas a seguir necesitando gas de la ventana de gas seco, un recurso que precisa un precio relativamente más alto porque se reduce la cantidad de meses en los que están abiertos los pozos”, especificó.

Esta realidad, advirtió, no significa que vaya a aumentar el precio del gas natural en la Argentina. “La pregunta pasa por cuánto va a bajar. No es un detalle menor si un precio se estabiliza entre los US$3 y los US$3,5 por millón de BTU o si lo hace en US$2”, aseguró el experto en relación con la posibilidad de exportar en firme a Brasil.

Es cierto, reconoció, que un escenario de exportación de GNL, a partir de proyectos en marcha como los de YPF o Southern Energy, apuntalados por la producción en la ventana de gas seco de Vaca Muerta, podría ayudar a bajar los precios por una cuestión de escala. “No obstante, ese gas va a ser estructuralmente más barato porque no tenés el swing de producción entre verano e invierno. Para abastecer la demanda local se necesitan más o menos 90 millones de m3 por día de gas seco en el pico del consumo invernal, además de producir 25 millones de m3 diarios en el valle de verano, por lo cual tenés que cerrar un montón de producción. Ese cierre implica la necesidad de un precio mayor para mantener la rentabilidad del pozo”, argumentó.

Algo de eso, reveló, empezó a verse esta temporada. “Este año no lograste saturar la capacidad de transporte desde Neuquén. Te faltó un poquito, no mucho, pero lo que empezó a verse es cómo la irrupción del gas asociado te baja la rentabilidad en la ventana de gas seco”, concluyó.

Picos de demanda

Más allá de analizar los distintos proyectos de inversión en términos de capacidad eléctrica y resaltar la importancia de ordenar la macroeconomía para reducir el riesgo empresario, Aranguren aclaró que la Argentina posee generación de sobra: 43.600 megawatts (Mw) instalados con distinto factor de carga. “Normalmente estamos muy presionados por el manejo del pico de potencia. Y hay un problema adicional: la generación no suele encontrarse cerca de la demanda, por lo que hay que resolver las restricciones de transporte”, diagnosticó.

Entre 1992 y hoy, indicó, la potencia instalada en el país creció desde 13.200 Mw hasta los ya citados 43.600 Mw, lo que configuró un 330% de aumento. “En ese período, la potencia demandada máxima, cuando estamos todos con los aires acondicionados encendidos, fue entre el 68% y el 69% de la potencia instalada. O sea que tenemos, independientemente del factor de carga, un 30% de redundancia para poder satisfacer la demanda pico”, explicó.

Un año no bisiesto, precisó, suma 8.760 horas. “De ese total, en 24 horas demandamos 3.000 Mw más que en el resto del año. Y en 48 horas, 4.000 Mw más. Eso nos cuesta una inversión mínima de US$7.000 millones”, remarcó.

Según sus palabras, hay distintas formas de gestionar los picos de demanda, incluyendo el gerenciamiento que hace la Secretaría de Energía hablando con el mercado. “Otra opción pasa por la eficiencia energética, especialmente en cuanto a los aires acondicionados. Los picos se están dando últimamente entre las 13 y las 15.30 horas”, puntualizó.

Finalmente, añadió, se puede optar por el almacenamiento energético. “Me refiero a generar energía, guardarla en el momento que no es necesaria y utilizarla cuando sí”, acotó.

En proceso de adaptación

Gustavo Lopetegui celebró que el sector energético avance en un proceso de adaptación para funcionar en función del mercado. “En el caso de los segmentos regulados, lo que se necesita es la tarifa correcta. Hace un año y medio que vemos precios de surtidor de la gasolina y el gasoil con paridades internacionales, lo que no venía ocurriendo. Entonces, lo que digo es que hay que tener paciencia”, recomendó.

Desde su óptica, Vaca Muerta va corriendo rápido, pese a la “mochila” del riesgo país y a la falta de disponibilidad de capital. “Hay empresas con gran conocimiento tecnológico y manejo de las operaciones. Que la producción de gas y petróleo crezca al 20% anual, como viene creciendo, significa un 10% anual a nivel país. Eso me parece espectacular”, calificó.

Hasta ahora, señaló, el capital viene fundamentalmente de dos lugares: la reinversión de utilidades y el endeudamiento. “Lamentablemente, hoy las empresas extranjeras están percibiendo un riesgo mayor que las argentinas y algunas se han ido. Las han comprado con muy buenos precios. Esto no es nada dramático”, expresó.

De todos modos, admitió, se está achicando el pool de patrimonios netos posibles para financiar más deuda. “La contracara es que las firmas argentinas se tuvieron que endeudar para poder comprar esos activos, en lugar de dedicar esa deuda a desarrollar más. Esto pone alguna luz amarilla al ritmo de crecimiento, salvo que la Argentina termine dando un salto para abajo en su riesgo país y que la macro se ordene”, sostuvo.