El Problema del Gas es el Precio
Argentina - mayo 2012
La Argentina tiene faltantes crecientes de gas no porque se
hubiesen acabado las reservas, sino porque simplemente no fueron buscadas. Esta
actitud se debió a que las señales de precios colocaron al petrolero ante la
disyuntiva de invertir en Argentina, que le paga menos de la mitad de lo que
recibe en EEUU o invertir en otro lado, donde cobra el precio full. Su decisión
no fue muy difícil, se fue a otro lado. Volverá a la Argentina cuando las
condiciones sean más favorables.
La manera de revertir esta situación es dando más valor a nuestras
reservas de gas.
La búsqueda debe ser organizada y con un plan específico para que, a la vez que los petroleros obtengan hoy un precio representativo, los industriales y generadores de electricidad paguen un precio progresivamente mayor en el tiempo, pero con la certeza de no estar afectados por cortes de suministro.
La búsqueda debe ser organizada y con un plan específico para que, a la vez que los petroleros obtengan hoy un precio representativo, los industriales y generadores de electricidad paguen un precio progresivamente mayor en el tiempo, pero con la certeza de no estar afectados por cortes de suministro.
Los beneficiarios económicos de un acuerdo de esta magnitud,
son múltiples e incluyen no solamente a petroleros e industriales, sino a sus
bancos y aseguradores como también a la Nación
y las Provincias.
Como parte integral de esa búsqueda organizada y
planificada, Argentina debe empezar a cambiar su matriz energética disminuyendo
la preponderancia del gas natural y aumentando la hidroelectricidad que es
abundante en el país.
Gas
natural
La disminución creciente de la oferta doméstica de gas
natural, el aumento persistente de la demanda interna y las limitaciones en la
capacidad de transporte del sistema, justificaron la intervención del Gobierno Nacional para paliar estos problemas. Reducir de alguna manera la demanda de gas, se
hizo con cortes en el suministro a grandes clientes industriales.
En cuanto a las reservas, vemos que la evolución de la
producción bruta de gas de los yacimientos argentinos en el período 2005-2011 es
decreciente para las cuencas Neuquina, San Jorge y Noroeste. Al mismo tiempo, se
registraron incrementos de producción en la cuenca Austral (ver gráfico).
La proyección hasta el 2018 para esas mismas cuencas, no contempla
nuevos descubrimientos de yacimientos convencionales que pudieran torcer la
declinación general de las reservas.
Tampoco tiene en cuenta a los reservorios de “shale gas” técnicamente extraíble. Estos reservorios son, según las
estimaciones del Departamento de Energía de EEUU de 774 TCF[1]
(trillion cubic feet), cuando los reservorios convencionales conocidos llegan
solamente a 13,4 TCF. En este contexto vale la pena explorar los reservorios no
convencionales, aunque con cautela en las expectativas, dado que estos
supuestos hay que probarlos en el campo y con rigurosidad científica.
Evolución
de la oferta de gas y su proyección al 2014
Fuente: MFM &
Asoc.
Restricciones a la demanda
Producción de Gas
La evolución de la producción de gas natural entre los años 1993 a 2011 puede verse en el cuadro siguiente.
La decreciente producción de gas en
el país se mostró insuficiente ante una demanda en aumento. El balance se logró
con cortes de suministro. En el año 2004, la demanda industrial de gas fue restringida
en 4,8 MM m3/día (14% de la demanda). En 2007 los cortes alcanzaron
los 11,1 MM m3/día en el invierno debido a las muy bajas
temperaturas registradas en ese año. Durante 2008 los cortes de suministro continuaron
siendo significativos (10,3 MM m3/día promedio invierno) aunque
menores por el efecto importación de GNL y un invierno más benigno que el
anterior. La menor actividad económica del 2009 permitió restricciones aun
menores (6,7 MM m3/día promedio invierno). Sin embargo, en el 2010 esos
cortes fueron de casi 13 MM m3/día aproximadamente un tercio de la
demanda industrial, en el marco de un invierno riguroso. Esta misma situación
de cortes al suministro industrial se repitió durante el 2011.
Producción de Gas
Lograr la
expansión de la oferta de gas, en el
mercado argentino, resulta una cuestión central para garantizar el crecimiento
económico, particularmente para dos sectores de uso intensivo como son las
grandes industrias y las centrales térmicas de ciclo combinado.
Argentina es un país con una muy
importante red de distribución de gas domiciliario e industrial. Desde los
inicios de Gas del Estado se fue creando progresivamente una infraestructura
para poder aprovechar el uso del gas en forma domiciliaria, evitando así que fuera
venteado con la pérdida del producto y daño al medio ambiente. Con inversión en gasoductos la producción
alcanzó para abastecer la demanda interna e inclusive efectuar exportaciones.
Sin embargo, los aumentos en la demanda desde de 2004 hizo necesario interrumpir las exportaciones hacia Chile y Uruguay y comenzar con reducciones al suministro industrial nacional.
Sin embargo, los aumentos en la demanda desde de 2004 hizo necesario interrumpir las exportaciones hacia Chile y Uruguay y comenzar con reducciones al suministro industrial nacional.
La evolución de la producción de gas natural entre los años 1993 a 2011 puede verse en el cuadro siguiente.
Elaboración propia
- datos ENARGAS
Desde 2006, Argentina viene reduciendo su producción
de gas natural a una tasa promedio del 4% por año. De los 127 millones de m3/día
que producía en 2006 pasó en 5 años a producir 105 millones de m3/día.
Son 22 millones de m3/día que se importan desde
Bolivia (7 millones de m3 diarios) y la diferencia mediante la regasificación de Gas
Natural Licuado importado.
Estas compras de GNL durante el Invierno
se incrementaron fuertemente en los últimos años. Así, en el 2009 las importaciones de GNL
crecieron un 29%; en 2010 un 46% respecto al año anterior y en 2011 más que se
duplicaron con un incremento del 132%. Para poder abastecer la
demanda del mercado, Argentina compró GNL durante todos los meses de 2010 y
2011. Estas importaciones deberán continuar en los próximos años hasta encontrar y
desarrollar más reservas.
Elaboración propia
- datos del ENARGAS
Demanda de Gas Natural
La demanda diaria promedio de gas natural 2001 a 2010 aumentó
un 42%, o 30 millones de m3 /día.
Elaboración propia
- datos del ENARGAS
Estos valores
podrían verse incrementados si se considera la demanda insatisfecha o
interrumpida por falta de gas, que alcanza los 40 millones de m3
diarios en invierno.
Durante el año 2011 la demanda de gas natural creció un 6,6%, respecto del año anterior. Los aumentos de consumo resultaron generalizados para todas las categorías, conforme el siguiente orden: 14% para las generadoras térmicas, 5% para las industrias y más del 4% para los usuarios residenciales. Este hecho motivó el mayor volumen de importación de gas natural desde Bolivia y de los embarques de GNL en el 2011. Ciertamente, la incorporación del regasificador localizado en Escobar permitió inyectar un mayor y mejor caudal de gas natural.
No obstante, la demanda seguirá aumentando por encima de la capacidad de oferta.
Balance de Gas
El balance de gas producto de una
oferta que cubra acertadamente la demanda se logra luego de estimar
correctamente ambos comportamientos. Un equipo de economistas y especialistas
en energía, hicieron estas estimaciones con proyecciones al año 2018 en base a
modelos probabilísticos. El período analizado está comprendido entre los años
1993 y 2018.
Se ha considerado como única fuente de
abastecimiento la producción local argentina, porque las importaciones por gasoducto desde Bolivia tienen un límite
en su capacidad de transporte y las de GNL son la variable de ajuste. Los
precios de hoy, pagados a los productores locales se mantienen constantes en los
años de proyección.
Se computaron también, los incrementos
en la producción local que vendrán por la inyección de gas desde Tierra del
Fuego (18 millones de m3 diarios) y por las inversiones efectuadas
a partir de los incentivos otorgados por el Programa “Gas Plus” (aproximadamente
2-3 millones de m3 diarios a incorporarse durante cada año de la
estimación).
Como resultado de las proyecciones
antedichas, se estima que para el 2014 habría un déficit de abastecimiento de
gas (en promedio) del orden de los 20 millones de m3/día. Para el año 2018 este déficit se incrementaría
hasta alcanzar casi 40 millones de m3/ día.
Déficit de Abastecimiento en el mercado de Gas Argentino
Proyecciones al 2018
Millones de metros cúbicos diarios
|
Fuente: MFM & Asoc
Estos valores serían mayores durante los inviernos (mayo a septiembre de cada año) debido al mayor consumo. Así, el déficit invernal otra vez podría duplicar a aquel déficit promedio año. La proyección indica un déficit de abastecimiento de gas invernal en el año 2014 del orden de los 36 millones de m3/día y de casi 70 millones de m3/ día en el año 2018.
Estos requerimientos de gas natural,
resultan de complejo cumplimiento considerando solamente la producción local,
e inclusive si se le adiciona la
importación de Bolivia y las importaciones de GNL por las terminales existentes.
Algo más hay que hacer.
Precios
Evolución de Precios del Gas y de otros combustibles
Los precios del gas natural en el
mercado argentino, se encuentran segmentados dependiendo de la categoría de
usuario que se trate. Así los residenciales (de menor consumo) se
encuentran subsidiados, abonando unos USD 0,4 MMBTU, salvo excepciones menores
derivadas de la aplicación de la Resolución 1982/11, mientras los industriales
llegan a abonar más de USD 3,25 MMBTU.
La evolución de los precios en el mercado local desde el año 1992 al 2012, proveniente de las tres cuencas de producción puede verse en el cuadro que sigue.
Evolución del Precio de Gas en Boca de Pozo
USD por MMBTU
Fuente: MFM & Asoc.
En la actualidad el valor promedio del
gas local es de USD 2,9 MMBTU y continúa siendo muy
inferior al Henry Hub[2], al NBP[3] o al precio CIF en la Unión europea.
Elaboración propia
Como consecuencia de los faltantes, el gas natural
fue siendo sustituido desde el año 2007 en adelante, por combustibles
alternativos (gasoil y fueloil) en las generadoras térmicas de electricidad.
El GNL compite con estos combustibles
líquidos, resultando económicamente competitivo vis a vis los costos del fueloil y gasoil, asociados más
fuertemente a la evolución del WTI.
Alternativas de Precios para la determinación del costo en
Boca de Pozo
Fuente: MFM
& Asoc.
Sin embargo, los industriales
argentinos se muestran reacios a contratar por encima de USD 10 MMBTU. Este comportamiento se justifica al observar los precios
internacionales.
El precio en Henry Hub ha disminuido notablemente por dos motivos: (a) La
abundancia de gas en EEUU producto del desarrollo a bajo costo de los
reservorios de shale gas de Barnett, Marcellus y Haynesville; y (b) El hecho
que esta sobreoferta no puede ser exportada aun como GNL, hasta que se
construyan los trenes de licuefacción en EEUU, casi en los mismos lugares donde
hoy hay terminales de regasificación.
El NBP (UK) y el precio en Europa Continental son
inferiores a los USD 10 MMBTU. Solamente en el Japón
se pagan precios más altos debido al accidente nuclear de Fukushima
incrementando notoriamente la generación a gas natural y presionando los
precios a la suba.
Los industriales argentinos compiten mayoritariamente en los mercados de
USA y Europa. De ahí su renuencia a convalidar valores altos en sus insumos.
El precio en nuestro país es hoy
inferior al internacional. Pero desde la privatización del gas en 1993 siempre
lo fue. Sin embargo, a partir del año 2002 los precios en Henry Hub crecieron
mucho más rápidamente que los nuestros, mostrando a mi juicio que el gas fue
una moneda de cambio entre el gobierno y los petroleros, para que ellos pudieran aumentar
los precios de combustibles líquidos luego de la maxidevaluación y pesificación
de tarifas del 2002. Naturalmente, con la falta de un precio razonable, los
incrementos en la producción llegaron hasta donde alcanzaban las reservas
conocidas, sin hacer grandes inversiones para obtener nuevos descubrimientos.
Ahora que el precio en el mercado
interno, está mucho más cerca que antes con respecto al Henry Hub, deberían
crearse los mecanismos para que el gas de yacimientos convencionales, que se vende
mayoritariamente a las distribuidoras, se pague a un precio
normalizado. Esta sola acción creará un incentivo firme para la búsqueda de gas
convencional.
¿Qué significó para los petroleros
estas diferencias de precios? El gráfico siguiente es bien elocuente. Hasta el
año 1999 el ya comentado diferencial del
valor local del gas natural con Henry Hub, fue un promedio de USD 1,05 MMBTU. En el período 2000/2002 la brecha
se agrandó hasta USD 2,40 MMBTU. A
partir del año 2003 el Henry Hub comienza a subir, hasta llegar a un promedio de
USD 5,87 MMBTU, producto del empinado incremento del precio internacional
del gas que no fue acompañado en la Argentina.
La crisis financiera mundial hizo
descender los precios en los mercados internacionales, aun más en los EEUU.
Para el período 2009-2011 la brecha descendió a USD 2,09 MMBTU.
Si aceptamos que Argentina paga menos
que el precio internacional, entonces la diferencia más significativa se produjo
en el período 2003-2008 y fue equivalente a USD 9.100 millones en promedio por
año. Argentina se ahorró este dinero, pero ahora debemos estudiar cómo
recuperar reservas y producción de gas natural.
Elaboración propia
Propuestas
Estamos en una situación difícil porque
cualquier solución o plan que trate de implementarse tardará no menos de 2-3
años en ver sus frutos. Por tanto, hay que administrar lo que tenemos hoy e
importar la diferencia tal cual se está haciendo. Sin embargo, hay que comenzar
a corregir los efectos adversos. Las
medidas que deberían implementarse son:
- Aumentar el precio para los petroleros ya. Los productores de gas en la Argentina no pueden seguir esperando señales económicas favorables. Debemos de darlas ahora y empezar a recuperar reservas lo antes posible. El petrolero vende el gas en Argentina a menos de la mitad que EEUU y Europa. En estas condiciones prefiere esperar e invierte en otro lado. Hacer esto no significa que el consumidor pague un tarifazo. Hay medios de amortizar el impacto.
- Cobrar un precio full a Industriales pero con Garantía de suministro. Hacer un plan de gas específico para industriales y generadores de electricidad que les permita no solamente conocer un precio fijo para sus consumos, sino tener la certeza de no estar afectados por cortes de suministro ni aun en invierno.
- Emitir un Bono de Financiación de Diferencias. Suscribir un acuerdo financiero entre los beneficiarios de un futuro aumento de precios de gas natural. El resultado de este acuerdo será que los consumidores residenciales no sufran el efecto del ajuste inmediatamente, sino progresivamente a lo largo de un período extendido, digamos 5 años. Naturalmente, si al productor de gas se le paga el precio “full” y el consumidor tanto residencial como industrial paga el aumento en forma progresiva, la diferencia hay que financiarla con un bono que suscribirían las petroleras beneficiadas, sus bancos, compañías de seguros y el mercado de deuda.
- Reducir el gas en la Matriz Energética. La Argentina debe empezar a cambiar ahora su matriz energética de manera que disminuya la preponderancia del gas natural y aumente la de otros recursos. Un ejemplo práctico es la hidroelectricidad que es igual de abundante en el país. Hay proyectos que están estudiados y cuya construcción emplearía a empresas y mano de obra argentinas por varios años, es energía renovable y no contaminante del medio ambiente .
- Llamar a una Audiencia Pública para el
gas a usuarios residenciales. Si se implementa un aumento en el precio de todo el gas que
producen los petroleros. Si los industriales pagan parte de ese aumento en sus compras. Si el bono de
financiación diferida paga, transitoriamente, el aumento de precio del gas
residencial no cobrado aun a los consumidores. Necesariamente, una Audiencia
Pública deberá dar el marco legal para un aumento a los residenciales que cierre la ecuación económica.
[1] U.S.Department of Energy. “World Shale Gas Resources: An Initial
Assessment of 14 Regions Outside the United States” April 2011
[2] Henry Hub es un lugar físico en Erath,
Luisiana, USA donde confluyen 9 gasoductos interestatales con una capacidad de
transporte de 51 millones m3/día. Fue elegido en 1990 por New
York Mercantile Exchange (NYMEX) como lugar de referencia de dónde se compra y
vende gas natural. Henry Hub pertenece a Sabine Pipe Line LLC una subsidiaria de
Chevron
[3] NBP es un
lugar virtual, no físico como Henry Hub, donde se compra y vende Gas Natural en
UK.
