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ACTUALIDAD ECONOMICA

25 de marzo de 2022

El riesgo país frena el potencial exportador del gas en un contexto mundial de más demanda

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Europa busca nuevos proveedores y Asia también, pero la Argentina no tiene la infraestructura para licuar y transportar lo que produce.; el país no solo no exporta sino que importa el combustible

La invasión de Rusia a Ucrania es, según los analistas, un punto de inflexión en el mercado mundial de la energía. Europa, gran demandante de gas ruso, analiza en el medio de la coyuntura cómo reducir al máximo su dependencia de Rusia. Para la Argentina sería una posibilidad de exportar gas natural licuado (GNL) si hubiera desarrollado la infraestructura que requiere Vaca Muerta. Según estimaciones del Instituto Argentino de Petróleo y Gas (IAPG), ese yacimiento tiene potencial para producir entre 100 y 150 millones de metros cúbicos por día de gas. Para exportar GNL se requieren plantas de licuefacción que cuestan alrededor de US$5000 millones.

En su visita a China el presidente Alberto Fernández abrió la posibilidad de la construcción de una planta en Bahía Blanca; el proyecto lo hizo el Ministerio de Desarrollo Productivo y lo diseñó bajo el esquema de Inversión Extranjera Directa (IED). Esta semana el ministro Martín Guzmán dijo “vamos a avanzar realmente en la cuestión de GNL, queremos que la Argentina produzca GNL”.     

El analista internacional en temas energéticos, Daniel Yergin, escribió en The Economist sobre la pérdida de Rusia de su estatus de “superpotencia energética”. A su criterio, las consecuencias de la guerra de Ucrania convertirán a Rusia en una “potencia energética reducida”. Hoy el país es uno de los tres principales productores de petróleo del mundo (después de Estados Unidos y aproximadamente igual a Arabia Saudita) y también es el mayor exportador de gas natural del mundo y el segundo productor más grande, nuevamente después de Estados Unidos. En los cambios de la demanda derivados del conflicto se asientan las chances argentinas de exportar.

“No podemos aprovechar el potencial porque el desarrollo lleva su tiempo; tres o cuatro años -dice a LA NACION el exsecretario de Energía Emilio Apud-. Si se hacer será a partir de un cambio de gobierno porque con el actual no hay atractivo para las inversiones necesarias”. En paralelo comenta que, hasta tanto se dejen de usar los hidrocarburos, el gas sobresaldrá porque es lo más limpio. La Unión Europea hizo una taxonomía de gas ecológico para reemplazar al carbón

“No será difícil conseguir clientes en el mundo porque crecerá la oferta pero también la demanda; el problema es que nosotros espantamos a los inversores”, define y recomienda que los especialistas y la oposición analicen esquemas para el GNL que “será el producto estrella. Hay que adecuar la macro y la política para aprovechar y penetrar a Europa y a China; hay que hacerlo rápido porque en 2030 las energías serán otras”.

El economista del estudio Arriazu, Fernando Marengo, enfatiza que Vaca Muerta “no es una oportunidad sino una necesidad” y plantea que, en función de los recursos técnicamente recuperables, el país tendría gas para abastecer 500 años de consumo. A US$ 4,5 el millón de BTU -valor que no considera el salto de precio por la guerra, sino el anterior- esos recursos serían 10 veces el PBI argentino y más de un siglo de cosechas agrícolas.

Para convertir el gas de Vaca Muerta -se estima que es el segundo yacimiento del mundo- en commoditie hay que licuarlo. Es decir, sin plantas de licuefacción no se puede exportar y sin la construcción de un gasoducto tampoco puede atender la demanda interna.

El Gobierno nacional comenzó ahora el proceso de licitación del gasoducto, ya bautizado como Néstor Kirchner. Fuentes privadas del sector indican que si la primera etapa de la obra hubiera estado terminada antes de este invierno -la capacidad prevista es de 22 millones de m3/día- se hubieran podido ahorrar aproximadamente 40 de los 70 barcos de GNL que será necesario importar; el ahorro rondaría los US$3.300 millones (con un precio de importación de US$33 el millón de metros cúbicos de BTU, valor que muestran las curvas de futuro). Aclaran que el ejercicio es “contrafáctico, sin entrar en los detalles de lo que habría que haber hecho para materializarlo”.

Millones de divisas en juego

Jorge Lapeña, exsecretario de Energía y presidente del Instituto General Mosconi, es escéptico: “Tener recursos no significa que los podamos usar; no están precisadas las cantidades exactas que hay; no se ha demostrado todavía que sean explotables comercialmente. Para estar seguros de que se puede hacer plata tenemos que pasar a una cuantificación exhaustiva y que sean reservas comprobadas”.

Subraya que en esa categoría hay alrededor de 218.000 millones de m3 de gas natural, una cantidad “muy exigua” para que la Argentina “se plantee un abastecimiento mundial; con esos datos se atiende la demanda interna por cuatro años. La Argentina no está en este momento en condiciones de ser un jugador mundial. Los optimistas deberían revisar su fundamento”, dice y añade que “ningún operador privado está dispuesto” a hacer las inversiones necesarias de infraestructura “asumiendo los riesgos”.

Y, en el caso de las empresas que tienen las reservas “certificadas no pueden comprometer cantidades con precios establecidos; si algún estuviera en condiciones debería informarlo, no habría mejor noticia”. Las exportaciones de gas en el marco del Plan Gas, aclara, no se pueden considerar porque son “puntuales” y cuando “sobra”.

 

Fernando Bazán, economista de Abeceb, puntualiza que el nivel de desarrollo actual de Vaca Muerta no cambió que el país sea un importador neto de gas (US$ 2.140 millones entre GNL y gas a Bolivia en 2021). El resultado se produce por “condiciones de mercado que no estimulan la inversión para desarrollar el sector”; en el caso del gas, al no haber infraestructura para exportación más allá del gasoducto a Chile, es “muy dependiente de las cuentas públicas”.

Plantea que si bien el Plan Gas 4 logró revertir el declino de la producción, brindando certidumbre de precios y cantidades a los productores hasta 2024, el año pasado el Estado subsidió un dólar de cada tres del costo de producción e importación para el abastecimiento local. Sobre la compra a productores locales, indica que, adicionalmente, la cantidad enfrenta el cuello de botella de la infraestructura de transporte (gasoducto) que opera casi al máximo en la demanda de inverno.

El analista de comercio exterior Miguel Ponce recalca que este año por la suba internacional de los hidrocarburos la balanza energética acumulará un rojo de unos US$6000 millones más de lo calculado. “Debiéramos ser exportadores en vez de tener este conflicto; Brasil espera que le vendamos de forma continua y no lo hacemos por la demora de dos años que ya arrastra el gasoducto Kirchner -añade-. Esta situación la tenemos por errores solo atribuibles a nosotros; debíamos generar condiciones para que Vaca Muerta se explotara más rápido; sino nos apuramos quedará bajo tierra porque el mundo apura la transición energética”.

Más dólares para importar y menos divisas

Marengo aporta que en Vaca Muerta las empresas están produciendo más petróleo que en 2019 pero no pasa lo mismo con el gas porque están “condenadas al mercado local”. El estudio Arriazu estima que serían necesarios dos plantas de GNL, una en Bahía Blanca y otra en Chile para salir por el Pacífico hacia Asia.

“El principal atentado por el que no se hacen las inversiones es el riesgo país; una decisión asì hoy no atractiva, especialmente para un mercado doméstico regulado -continúa-. Entre las pérdidas que implica el no desarrollo está el impacto secundario, como es por ejemplo, el efecto que tendría en la economía del lugar dar de comer a los empleados, los camiones que se moverían”.

A eso, obviamente le suma que, seguramente, Europa querrá diversificar sus proveedores de gas y la Argentina no puede responder en el corto plazo. Grafica con la figura de estar “sentados en una mina de oro con una cucharita de helado” y coincide en que, en un mundo que va hacia los combustibles más ecológicos, si bien las reservas no son perecederas, en unas décadas tendrán menos demanda.

Efectivamente, la invasión de Rusia a Ucrania exacerbó la volatilidad y la incertidumbre de los mercados de GNL y de petróleo que ya venían reaccionando a la agenda de transición energética, por un lado, y a las bajas reservas de gas de los países europeos, por el otro. En el mercado del petróleo, las inversiones en upstream de las compañías más grandes (majors) cayeron alrededor de un 50% entre 2015 y 2020, como reacción a un pico de demanda de crudo que se estimaba en 2035 y la migración de inversiones hacia negocios más resilientes a la agenda vinculada con el cambio climático. Desde el punto de vista del gas, considerado el combustible estratégico de transición por ser el hidrocarburo potencialmente menos contaminante, ya venía con presiones de precio después de que el lockdown por pandemia y el frío invierno del hemisferio norte del 2020 dejaran las reservas europeas en niveles históricamente bajos y la mayor demanda esperada por los compromisos asiáticos de reemplazar carbón por GNL en su matriz energética.

Para Bazán, con la guerra entre Rusia y Ucrania, las oportunidades más que abrirse, se amplían, “pero en un marco de incertidumbre que limita el flujo de capitales necesario para las inversiones”. Sostiene que antes del conflicto, los compromisos de los asiáticos de incrementar aún más su demanda de gas para reemplazar el carbón, implicaban una brecha de entre oferta y demanda que crecía entre 2023 y 2040, aun considerando plantas de licuefacción que hoy están en proceso de construcción.

“Ahora esa diferencia crece por sumar la mayor demanda europea, no solo vinculada a la transición energética sino también a la reducción de la dependencia de Rusia. Es decir, potencialmente la demanda debería traccionar significativamente proyectos en países productores, pero ¿por qué no sucede? -analiza-. Porque hay más incertidumbre; las inversiones necesarias son muy altas y con largo período de repago, lo que lleva a los bancos a exigir garantías del tipo de contratos PPA por amplios períodos de tiempo (10 o 20 años) para canalizar los fondos”.

En el caso de la Argentina, además de ese contexto, la situación macro local “imprime mayor incertidumbre y la extensión de la lista de condiciones para lograr las inversiones necesarias en infraestructura”. Desde el punto de vista regulatorio, se requiere de garantía fiscal y de acceso a las divisas combinado con una seguridad jurídica que implique estabilidad de las reglas de juego para fomentar inversiones de tan largo plazo. Desde el punto de vista productivo, se necesita una significativa mejora de eficiencia para lograr ser competitivos, considerando el diferencial de costo de flete que tiene la Argentina para llegar a los centros de demanda (Europa y Asia), compitiendo con el know how con que ya cuentan países como Australia, Estados Unidos o Qatar que hoy son los principales oferentes del mercado y también tenderán a ampliar su capacidad.

 

 

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