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jueves, 31 de mayo de 2012

El Problema del Gas es el Precio


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.
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

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.

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.

 


3 comentarios:

  1. Alejandro me escribió diciendo.
    "Con respecto al Precio del Gas, creo que pretender aumentar la producción en forma sostenible (exploración) elevando los precios es algo optimista."

    "Sería como tratar de aumentar los depósitos en dólares subiendo las tasas de interés."

    "Me parece que más que un problema de rentabilidad hay un problema mayor: el de resguardo del patrimonio."

    "La Argentina no está institucionalmente madura para un régimen de concesiones. Hay que ir (si se desea la participación privada) a sistemas de contratos tipo Nigeria, Angola, Argelia, Libia ó Iraq."

    "En general en países de poca calidad institucional las empresas y abundantes reservas (exportables) tienen un esquema de production sharing (las empresas se quedan con parte de lo que se exporta).
    Ahora leí que Iraq propuso contratos de servicios pero con poco éxito."

    "En nuestro país pasamos de los contratos de servicios a las Concesiones, y hoy (20 años más tarde)creo que fue un paso en falso."

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    Respuestas
    1. Alejandro plantea un tema primordial. Yo intenté dar una respuesta al mismo interrogante cuando en las propuestas sugiero volver a la realización de Audiencias Públicas.
      Convengamos también que los petroleros tienen piel de cocodrilo, están acostumbrados a países poco predecibles.
      Sin embargo, conociéndolos, si el precio es bueno el gas nos sale por las orejas. ¿Cómo? Lo ignoro, pero lo hacen y lo justifican técnicamente.
      Lo que pasa es que se hace difícil convencer a un señor petrolero que tiene mucha plata, con un producto que no se le pudre con el paso del tiempo si tiene que esperar, que tampoco tiene deudas que pagar y por tanto no necesita vender para hacerse de caja, etc. que invierta en Argentina donde le pagarán mucho menos por sus descubrimientos que si invirtiera en otro lugar.
      No comparto el criterio de buscar parecernos a Nigeria o Angola. Argentina tiene compañías extranjeras de petróleo desde hace más de 100 años en el país. Yo quiero igualar para arriba no para abajo.

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  2. Hay algo que no me cierra en todo el detalle. Yo estuve muchas veces en Loma Lata y tuve trato con YPF. Desde 2004 se hablaba que no habia gas y que se acababa. Pero tambien estuve en Tierra del Fuego y Total estaba a full ademas en estos dias esta por inagurar el yacimiento Vega Pleyade con una inversion muy alta. Total aporta algo de un 23 o 26% del gas. En los ultimos tiempos aumento la produccion en Loma Lata y lo aumentara en TDF. PAE genera unos 8MMM3 en CDragon famoso en estos dias ademas del yacimiento de Salta que aporta algo similar. Al inaugurarse el nuevo gasoducto de Magallanes se aumento considerablemente el caudal. El LNG es un recurso muy flexible muy agil aunque muy caro. ¿ Es que no podremos equilibrar el aumento de produccion con una disminucion de la importacion de LNG ? No creo que YPF actual no pueda aumentar su produccion. De hecho lo esta haciendo a minutos de ser del Estado. Por supuesto que estoy de acuerdo con la eficiencia de la empresa atendiendo una politica de estado. No una partidaria.

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