Las obras de ampliación se realizarán en tres etapas. La primera permitirá sumar capacidad para transportar unos 75.000 barriles de petróleo y demoraría 18 meses.
Oleoductos del Valle (Oldelval) anunció una inversión de u$s500 millones para duplicar la capacidad de transporte de petróleo desde Neuquén a Puerto Rosales, en Bahía Blanca, para incorporar 225.000 barriles de crudo.
Según lo conversado entre el gobernador de Neuquén, Omar Gutiérrez, y el nuevo gerente general de Oldelval, Ricardo Hösel, en la Expo Argentina Oil&Gas 2022 en La Rural, las obras de ampliación se realizarán en tres etapas.
La primera permitirá sumar capacidad para transportar unos 75.000 barriles de petróleo y demoraría 18 meses. La segunda sumará otros 45.000 barriles y tardará siete meses. Mientras que la tercera etapa incorporará 105.000 barriles y se concentrará en cuatro meses adicionales.
“En el horizonte de crecimiento de la producción, de equipos perforando, de la inversión comprometida y de la que estamos estimando promover, es necesario poder acelerar las obras de infraestructura de transporte para la comercialización, tanto hacia el mercado interno como al mercado internacional, en la senda exportadora”, subrayó el mandatario provincial, que también anunció la ampliación del gasoducto Vaca Muerta Norte.
“Estamos necesitando avanzar en la infraestructura de transporte, tanto interna como externa de la provincia, para lo cual es imperioso y necesario poder seguir avanzando a través del sistema de los loops, que en este caso se llevan las tratativas con el Gobierno nacional, de quien tiene concesionado ese transporte hacia Puerto Rosales-Bahía Blanca, que es Oldelval, porque el contrato vence en 2028”, recordó Gutiérrez. “Si esperamos en 2028 que venza, se nos van a caer inversiones, se nos va a caer producción y se nos van a caer puestos de trabajo”, advirtió.
Oldelval concentra el 70% de los envíos de crudo de la Cuenca Neuquina y el 100% del shale oil de Vaca Muerta.
En la actualidad incrementó la capacidad de su oleoducto a Puerto Rosales en unos 45.000 barriles nuevos, pero para mayo se espera alcanzar un volumen total de transporte hasta las refinerías de Buenos Aires de 265.000 barriles. Las nuevas obras anunciadas implican la construcción de oleoductos paralelos a los existentes (loops), demorarán un año y medio y permitirán sumar el transporte de 225.000 barriles más.
Gutiérrez pidió además acelerar las “tratativas” entre Nación y la compañía concesionaria de la terminal que despacha y exporta el petróleo en Bahía Blanca.
“Es necesario también que se sienten con el Gobierno nacional y que lleven adelante las tratativas para anticipar la renovación de esas concesiones, porque si no las compañías, al no tener la seguridad jurídica de la continuidad, no anticipan la inversión para esta infraestructura y el cuello de botella lo vamos a tener”, dijo el gobernador durante la exposición en Palermo.
“Ya tuvimos un cuello de botella ahora. Hay 30 camiones que por día están yendo a Puerto Rosales transportando el petróleo. No alcanzan los caños, entonces es necesario acelerar la curva de inversión de infraestructura para el despacho del petróleo al mercado interno y para mercado internacional”, remarcó.
En ese marco, Gutiérrez también reveló a partir del próximo mes comenzarán las pruebas de “pinchado” del oleoducto a Chile que administra Otasa, una empresa tripartita formada por YPF, Chevron y la chilena Enaplos, que será abastecida por Oldelval y podrá transportar hasta 55.000 barriles por día.
Esta nueva vía de exportación requirió una inversión inicial de u$s4 millones para su puesta en marcha y pronto será probada con agua del río Lileo, para revisar el estado de los ductos. “De no haber pérdidas o problemas importantes y graves, a partir del segundo semestre de este año también se va a poder empezar a exportar petróleo hacia Chile”, sostuvo el mandatario.
El presidente de YPF, Pablo González, destacó el aumento previsto de la inversión, la reducción de la deuda de la compañía y la suba de la producción de hidrocarburos, que según estimó, si se incrementa la actividad en Vaca Muerta y se realizan nuevos hallazgos offshore podría duplicarse en los próximos años.
Para el 2022, YPF tiene planificado invertir u$s3.700 millones, lo que representa un incremento de más del 40% en comparación con 2021. El plan de inversiones en materia energética estará focalizado nuevamente en el upstream, con un monto previsto de u$s2.800 millones, de los cuales u$s1.600 millones serán destinados específicamente al desarrollo de la actividad no convencional, y unos u$s1.200 millones al convencional. Según los últimos datos, en febrero pasado YPF alcanzó los 571.000 barriles diarios, un récord histórico. Además, la empresa achicó su deuda en dólares en u$s1.300 millones con la renegociación realizada.
González aseguró que se lograron estas cifras y se proyectan más inversiones por aplicar las “herramientas” que ha dado el Estado, como postergar el Impuesto a los Combustibles Líquidos (ICL) y destinar esos fondos a la producción, que fue el compromiso asumido con el ministro de Economía, Martín Guzmán, y el presidente Alberto Fernández, y por acceder a créditos del Fondo de Garantía de Sustentabilidad. “Eso logró mejorar los números de YPF el año pasado, haber bajado la deuda y mejorado la producción, y permitirnos este año un aumento del 40% en el presupuesto, que va a ser el más alto de los últimos cinco años. Desde 2016 que YPF no tenía un presupuesto medido dólares como el de este año. Son números que nos alientan a seguir trabajando”, consideró el presidente de YPF durante la inauguración de la Argentina Oil&Gas, que organiza el IAPG en La Rural.
Según dijo González en diálogo con Ámbito, los planes de YPF para este año van a tener mucho que ver el sistema de transporte, el mindstream. “Hay dos cuellos de botella, uno es el gas, y por eso la construcción del Gasoducto Presidente Néstor Kirchner, que se realizará con dinero del Aporte Extraordinario a las grandes fortunas. Esto va a permitir mejorar el sistema de transporte del gas. Hoy la Argentina produce más gas del que puede transportar”, sostuvo.
Al mismo tiempo, González lamentó que esta iniciativa no se haya planificado con anterioridad, durante el gobierno de Mauricio Macri, y criticó la falta visión en materia energética. “Es una lástima, porque si se hubiese tomado esta decisión en el 2017 o 2018, hoy no tendríamos este problema. En ese momento ya nos dimos cuenta que había que hacer un gasoducto, no sé cómo el mejor equipo económico de los últimos 50 años no lo pensó. Si así hubiese sido, hoy no tendríamos este problema”, enfatizó, y agregó que “nunca es tarde”.
Según pudo saber este medio, el gasoducto estará operativo el primer semestre del 2023. El titular de YPF remarcó que se destinarán unos u$s500 millones de lo recaudado por el Aporte Extraordinario y aclaró que si bien la Ley N° 27.605 establecía que era para proyectos de gas de YPF se va compartir el uso con otras compañías, que operen en Vaca Muerta. “Va a mejorar mucho el transporte, y lo mismo va a pasar con el petróleo y Oldelval, que es una inversión que vamos a hacer ya de u$s50 millones, porque hoy también se produce más crudo del que se puede transportar”, anunció.
Es que la compañía planifica invertir u$s700 millones del total en el downstream, principalmente en las obras para readecuar las refinerías a las nuevas especificaciones de combustibles bajando el contenido de azufre y proyectos destinados a la evacuación del crudo de Vaca Muerta. Como resultado de este ambicioso plan de inversiones, YPF estima aumentar la producción anual de hidrocarburos un 8% en comparación a 2021, lo que representará el mayor crecimiento orgánico de los últimos 25 años.
Ante la sobreoferta de petróleo, fuentes oficiales revelaron a Ámbito que en las próximas semanas habrá una reunión entre funcionarios nacionales, empresarios locales y el recientemente asumido ministro de Energíade Chile, el ingeniero Claudio Huepe Minoletti, y su subsecretario Julio Maturana Franca, para analizar nuevas exportaciones de crudo al país vecino.
“El panorama en materia energética en el país es alentador, estamos siguiendo políticas de Estado que se han implementado, incluso en el gobierno anterior”, indicó González, quien aprovechó para defender la iniciativa de exploración offshore frente a Mar del Plata.
“En Santa Cruz sabemos muy bien lo que es el offshore, convivimos con el offshore hace 50 años, y es una lástima que haya tanta hipocresía de dirigentes políticos que no entiendan que el país necesita energía para poder desarrollarse, y adopten una posición maniquea en relación a algo que se puede desarrollar, respetando el medio ambiente”, señaló, y agregó: “Hoy estamos en 220.000 barriles de petróleo por día. Con el offshore podemos duplicar la producción”.
Cómo está constituido y qué dinámicas internas explican la operatoria global de GNL (Gas Natural Licuado). En esta nota de opinión, Carbajales repasa los principales aspectos del mercado y traza una hipótesis acerca de lo esperable para el próximo invierno, que se presenta super complejo para el país.
El GNL es gas natural enfriado a -160ºC, temperatura a la cual, y a presión atmosférica, se encuentra en estado líquido (o criogénico). Al licuarlo se reduce 600 veces su volumen: a +30ºC es vapor y su densidad ~0.65 kg/m3; y a -162ºC es líquido y su densidad ~423.5 kg/m3. No tiene olor ni color, no es corrosivo, tóxico ni combustible.Al estar líquido se posibilita su almacenamiento y transporte a mercados alejados, más allá de lo que técnica y económicamente permite un gasoducto. Así es transportado en buques metaneros (CH4) con instalaciones refrigeradas para mantenerlo líquido.
Mercado mundial de GNL
Según la “International Gas Union” (IGU)[1], hay 42 países importadores y 20 exportadores. Los principales exportadores son Australia, Qatar, Nigeria, Noruega, y, desde los últimos años, EE.UU. se ha posicionado en 3° lugar (13% del global) y es el que mayor capacidad de licuefacción incorporará. Rusia, amén del gas natural que envía por gasoductos a Europa, también es el 4° exportador de GNL.
Hete aquí dos claves geoeconómicas de la guerra. Por su parte, los principales importadores son Japón, China (el que más capacidad de regasificación incorporará), Asia-Pacífico, India, Corea del Sur y Europa (España). En América Latina el principal exportador es Trinidad y Tobago (72%) y los principales importadores son Chile, Brasil y Argentina (30, 27 y 15%, respectivamente). Y las compras Spot representan el 89%. Por causa (y no a pesar) de la transición energética, se espera que el gas natural tenga una participación del 40% en el incremento de la demanda energética total hacia 2040 y, del total de la oferta de gas, se espera que el 39% sea de GNL.
Si bien se dice que el GNL es un commodity, no existe aún un mercado de referencia y un producto de ciertas características que sea utilizado mayoritariamente como una referencia unívoca tanto para el establecimiento de un precio único como para operaciones de futuros financieros. En cambio, existen algunos puntos de referencia importadores o receptores de GNL agrupados en hubs: plataformas comerciales para las transacciones físicas y/o financieras de un commodity como el gas natural, con instalaciones de transporte y almacenamiento. El Henry Hub (HH) son 13 gasoductos en Louisiana, EE.UU., con intercambios físicos y comerciales. El National Balancing Point (NBP) en Reino Unido es virtual. El Dutch Title Transfer Facility (TTF) en los Países Bajos tiene conexiones con la red de transporte de Alemania, con el gasoducto Nord Stream 1 proveniente de Rusia y con la terminal de GNL de Rotterdam y almacenamientos subterráneos; es el precio de referencia para el mercado europeo y su índice es publicado por el Banco Mundial. Finalmente, el Japón-Korea Market (JKM) es un índice desarrollado por Platts desde 2009 para embarques destinados al Pacífico (Japón, Corea, China y Taiwán).
Los precios de comercialización de GNL[2] se miden en unidades monetarias por unidades de energía: dólares por millón de BTU (British Termal Unit o USD/MMBTu). En el mercado mundial se realizan dos tipos de acuerdos: i) de muy corto plazo por embarques individuales o ii) de provisión de varios embarques a lo largo de varios meses o años (el promedio en 2018 fue de 16 años). Para Argentina, entre 2008 y 2010 el precio representativo fue el del mercado europeo, pero luego el indicador más usado pasó a ser el JKM.
El GNL es un mercado de pocos oferentes por la magnitud extraordinaria de inversiones necesarias para construir instalaciones de licuefacción y logística de transporte especial en buques refrigerados. Los precios de compra efectiva tienen una variación respecto de los precios medios del mercado. Los factores que influyen son volumen, frecuencia, liquidez de las operaciones, complejidad de logística y condiciones financieras. Hoy en día se presencia también la escasez producto de la guerra en Ucrania, principalmente para el mercado europeo.
Hay dos sistemas de formación de precios: 1) el Oil Price Escalation (OPE), donde se define un precio base y una cláusula de variación asociada a combustibles alternativos (petróleo, GO y FO) –similar al del contrato con Bolivia; y 2) el Gas-on-Gas Competition (GOG), donde el precio es determinado por oferta y demanda y el gas es comercializado en diferentes períodos (diario, mensual, anual o plurianual) –es el que se usa para el GNL. Y existen dos mercados de GNL con precios diferenciados: el del Pacífico, basado en los precios del petróleo en Japón y sistema OPE; y el del Atlántico, basado en precios europeos y sistema GOG. A partir del desarrollo del shale gas en EE.UU., que lo convirtió en exportador de GNL, el HH dejó de ser una referencia internacional. El precio del mercado Spot oscila entre el piso (mercado del Atlántico) y el valor superior (del Pacífico).
Comercialización
El momento en que una operación comercial se cierra es el mismo para el comprador y el vendedor. Los proyectos de licuefacción son de muy largo plazo y muy elevada inversión, por lo que suelen contar con compromisos de venta a largo plazo (más de una década), lo que limita la disponibilidad de GNL para el mercado Spot.[3] Se manejan precios futuros: los vendedores evalúan la condición del mercado de GNL que esperan tener para el momento de efectiva entrega y los precios futuros del petróleo que se transaccionan en mercados financieros para el momento convenido de la entrega del GNL. El precio de mercado del GNL debe ser evaluado en virtud del momento en que se realiza la solicitud de ofertas, cuya concreción de entrega del cargamento se realizará en fechas posteriores (o “ventanas”) en las que probablemente imperen condiciones de mercado y precios de referencia diferentes.
En una licitación que incluya distintas fechas de entrega futuras los precios a decidir para cada fecha pueden ser completamente distintos entre sí, debido –por ejemplo– a la contraestacionalidad entre mercados. A su vez, el precio convenido en una licitación realizada en cierta fecha para entrega “X” meses posteriores, también puede variar frente al valor que surja de una licitación para un cargamento a entregar en la misma fecha anterior pero contratado de urgencia el mes previo a la entrega. Por esto, los “precios de mercado” para GNL entregado en la Argentina son aquellos que surgen de las ofertas recibidas en cada licitación (en ese momento puntual), para cada fecha de entrega futura. Una vez contratado, un buque puede ser reprogramado vía acuerdo entre las partes, pero se respetará –salvo algún sobrecosto puntual– el precio originalmente convenido. Esto es relevante porque la campaña anual de compra suele dividirse en sucesivos llamados que van completando el volumen total requerido, por lo que en diferentes momentos puede contratarse cargamentos para ventanas muy cercanas o la misma en diferente puerto.
GNL en Argentina
En nuestro país la matriz primaria de producción de energía está dominada en un 87% por combustibles fósiles y el 59% es gas natural. En la matriz eléctrica más del 60% de la generación eléctrica también es en base a gas natural. Así, el combustible térmico sirve para el consumo directo y para el indirecto vía electricidad. La producción local de gas natural, radicada en Vaca Muerta, Golfo San Jorge y el off shore Tierra del Fuego, abastece el 85% de la demanda de gas (residencial, industrial y de generación eléctrica). En los meses de invierno se reduce al 73%, lo que implica que se debe importar ¼ del total consumido, vía gas natural de Bolivia (9%) o GNL a ser regasificado (18%). Argentina importa gas natural desde los ’70, pero el descubrimiento del yacimiento Loma La Lata en Neuquén permitió el autoabastecimiento en los ’80. Sin embargo, con la crisis de 2001 el país volvió a convertirse en un importador neto, y con el agudo faltante en el invierno 2007, con el registro más frío de los últimos 50 años (¡el 9/7/07 nevó en BA!), en conjunción con una declinación persistente de la producción local de gas, llevó al Gobierno a decidir la instalación de un buque regasificador de GNL en Bahía Blanca. La operatoria la llevó adelante la empresa pública ENARSA. Y en 2011 se agregó la terminal de Escobar, con una ventaja geográfica y una complicación logística: está ubicada directamente sobre el anillo de consumo de Buenos Aires, pero está localizada aguas arriba en un río interior (Paraná) cuyo menor calado impide embarques con carga completa.[4]
Para Argentina, debido a que su demanda es estacional y dependiente del clima, el mercado del GNL es Spot, con transacciones de duración menor a 4 años, signadas por la oportunidad y arbitraje entre los mercados del Atlántico y del Pacífico, cuya referencia de precio es el HH. Las primeras contrataciones se pactaron en referencia al HH más una prima o premio adicional (por costo de fletes y costo de oportunidad de vender el producto en un mercado alternativo), fórmula que incluía producto, flete y seguro hasta la brida en el buque regasificador.
En 2012, luego de la expropiación del 51% de las acciones de YPF, esta compañía comenzó a realizar –en nombre de ENARSA– las gestiones de compra en el marcado internacional. Así se aumentó el número de empresas proveedoras y la cantidad de ofertas recibidas en cada licitación o Tender. Esta gestión en carácter de mandatario duró hasta 2017. Los procesos se regían por términos y condiciones establecidos en el Master Supply Agreement (MSA), en los Particular Terms and Conditions (PTC) y en el Request For Proposal LNG Supply (RFP), y la condición de entrega era Delivered At Terminal (DAT), Incoterm 2010. Determinación del precio: a cada cargamento se la aplicaba la siguiente fórmula: [Precio = HH + X], donde “HH” es el precio establecido en el último día hábil del mes para el contrato de Futuros de Gas Natural Henry Hub en la Bolsa Mercantil de Nueva York (NYMEX), mes en el que el cargamento relevante de GNL se entrega en la terminal de regasificación; y “X”es un valor fijo en USD por MMBTu según lo estipulado por cada potencial proveedor en su oferta.
Compras bi-anuales y diversificación de riesgo.A fines de 2013 ENARSA e YPF acordaron realizar contrataciones de mayor plazo, a dos años (2014 + 2015), con el fin de asegurar la provisión de GNL en un contexto de escasez y altos precios. El objetivo era contener el alza de precios y asegurar la provisión. Se adquirió el 50% de los requerimientos totales de Bahía Blanca y el 70% de los de Escobar.
Con el fin de diversificar el riesgo de contratar volúmenes importantes a dos años con una única referencia (HH), se decidió que para Escobar se usara una fórmula referenciada en el precio del petróleo Brent. La caída abrupta del precio del crudo a fines de 2014 redundó –finalmente– en un ahorro significativo para el Estado.
Exportaciones de YPF. Es sabido que el “descubrimiento” de la formación no convencional de Vaca Muerta en 2011 volvió a revertir el sistema de provisión de gas natural. En ese contexto, Argentina se deshizo del regasificador de Bahía Blanca y, al mismo tiempo, YPF comenzó a realizar exportaciones de GNL en junio 2019 a través de un buque flotante de licuefacción: la barcaza Tango FLNG ubicada también en el puerto de Bahía. YPF y su proveedor Exmar firmaron un acuerdo por 10 años, pero en total se realizaron solo 4 envíos y la empresa de bandera finalmente rescindió el contrato por resultar ruinoso o no generar valor para la compañía.
Guerra y después
En un contexto de menor importación de gas natural desde Bolivia, una crisis hídrica sin precedentes y un reciente lanzamiento de la construcción de un gasoducto troncal para evacuar la inyección potencial de Vaca Muerta, la producción gasífera local (Plan Gas.Ar mediante) no alcanza a cubrir el pico de consumo de invierno. Dado el exorbitante aumento de precios del GNL a nivel internacional y la compra masiva de cargamentos por parte de Europa en una estacionalidad no habitual[5], la nueva coyuntura plantea dos desafíos concurrentes: conseguir buques y que éstos se ofrezcan a precios afrontables para la economía argentina. Y una duda geopolítica: ¿qué pasaría si, como en 2016, Gazprom se ofrece como proveedor, dado que posiblemente cuente con disponibilidad de GNL y haga importantes descuentos como en petróleo? ¿Avanzará IEASA en su contratación o habrá solidaridad con Ucrania y boicot a los productos rusos?
* Director del Posgrado en Energía y Sostenibilidad de la Facultad de Derecho (UBA) – Fue Subsecretario de Hidrocarburos de la Nación en 2019/2020.
El escenario energético crítico en el corto plazo a raíz del incremento de los precios de los combustibles es una oportunidad en el mediano y largo plazo.
Una característica fundamental de las sociedades actuales es que se basan en un altísimo consumo energético, todavía sustentado en los combustibles fósiles. El 84 por ciento de la energía que usa el mundo proviene de la combustión de derivados del petróleo, gas natural y carbón. Este escenario hace que el petróleo y el gas estén en el centro de la mayoría de los conflictos geopolíticos. Rusia invadió Ucrania sabiendo que su fortaleza para resistir las sanciones de la comunidad internacional estaba en su condición de gran exportador de energía.
Esta situación impacta en la Argentina debido a que los mercados energéticos son mercados globales. El petróleo todavía no tiene sustituto y el gas y carbón todavía son recursos energéticos imprescindibles. Por esta razón, todos los gobiernos de la Unión Europea, el Reino Unido y los Estados Unidos denunciaron la invasión y establecieron sanciones, pero se mantiene la cautela alrededor de la gran industria energética rusa.
El papel de Rusia
Rusia se encuentra entre los tres primeros productores de petróleo y el segundo productor de gas natural a nivel global. En un principio, el Reino Unido y Estados Unidos impusieron una campaña de sanciones dirigidas a bancos, instituciones financieras y magnates rusos para cortarles el acceso al mercado externo. Por su parte, el canciller alemán Olaf Sholz había anunciado la suspensión del proceso de certificación para el Nord Stream 2, un gasoducto que ya está finalizado y uniría directamente Rusia y Alemania, reduciendo el tránsito de gas hacia Europa por Ucrania.
Sin embargo, esto fue un acto simbólico, un fuego de artificio. Todavía no circuló ni una molécula de gas por el nuevo gasoducto y se calculaba que su habilitación iba durar todavía varios meses. Esta situación llevó al petróleo a romper la barrera de los 100 dólares por primera vez desde 2014.
Posteriormente, las sanciones se profundizaron con la suspensión del acceso a los bancos rusos al sistema internacional SWIFT de transacciones financieras. Si bien los gobiernos occidentales no sancionaron directamente a la industria energética rusa, el impedimento de acceso al SWIFT puede dificultar las transacciones, generando tensiones sobre el abastecimiento global de petróleo y gas.
El presidente norteamericano, Joe Biden, anunció que su país dejará de comprar petróleo y gas de Rusia “para dejar de financiar la guerra de Putin”. Esta es una medida que tampoco tendrá un gran impacto en las finanzas rusas, ya que lo que perderá por dejar de vender crudo a Estados Unidos (poco más de 400 mil barriles diarios) lo compensará con el fuerte incremento de los precios del petróleo producto de esta decisión. Por su parte, dando un nuevo giro en su política exterior, Estados Unidos se encuentra en conversaciones con el gobierno de Nicolás Maduro para reemplazar parte del crudo ruso con suministro proveniente de Venezuela. El Reino Unido anunció que acompañará al gobierno de Biden en esta decisión.
Previo al anuncio de Biden, cuando el Secretario de Estado Norteamericano, Antony Blinken, deslizaba la posibilidad de dejar de comprar petróleo ruso, el valor del crudo cruzó la barrera de los 140 dólares. La prohibición de compra de petróleo proveniente de Rusia dejaría al mercado mundial en un déficit de 5 millones de barriles diarios, lo que según analistas del Bank Of America podría llevar los precios del barril por encima de los 200 dólares. Además del crudo, las declaraciones de Blinken hicieron volar por los aires los precios del GNL, aumentando un 60 por ciento en un día y llevándolo a superar la barrera de los 100 dólares. El mundo puede repudiar y sancionar a Rusia, pero no puede prescindir hoy de su energía.
El presidente ruso sabe que Europa produce 3,6 millones de barriles de petróleo al día, pero utiliza 15 millones de barriles. Sabe que Europa produce 230 mil millones de m3 de gas natural al año, pero utiliza 560 mil millones de m3. También conoce que Europa utiliza 950 millones de toneladas de carbón al año, pero produce la mitad.
En cambio, Rusia produce alrededor 11 millones de barriles diarios, pero solo usa 3,4 millones, mientras que produce más de 700 mil millones de m3 de gas al año, pero solo usa alrededor de 400 mil millones. Rusia extrae 800 millones de toneladas de carbón cada año, pero utiliza 300. Así es como Rusia termina suministrando alrededor del 20 por ciento del petróleo de Europa, el 40 por ciento de su gas y el 20 por ciento de su carbón.
Impacto en Argentina
Durante este año, Argentina se verá indefectiblemente afectada por el gran incremento de los precios de los hidrocarburos, fundamentalmente de cara al invierno. La economía local tiene un consumo de gas natural marcadamente estacional, pasando de consumir en verano 110 millones de m3 a 160 millones en la temporada de invierno. Esa brecha es cubierta con GNL.
Según datos que la Secretaría de Energía brindó en la audiencia pública donde se debatía el precio del gas, en el verano la producción nacional cubrirá el 94 por ciento de la demanda total, mientras que el 6 por ciento restante será abastecido con gas proveniente de Bolivia. Por su parte, en el invierno, el gas nacional alcanzará para cubrir el 73 por ciento y Bolivia lo hará con el 9 por ciento del abastecimiento. El 18 por ciento restante corresponde al gas natural licuado.
El año pasado, las importaciones de energía le costaron al país alrededor de 1100 millones de dólares, con un precio promedio del GNL de 8,5 dólares por millón de BTU y un barril de crudo cotizando entre 60 y 70 dólares. Con los precios actuales, se estima que las importaciones de GNL y derivados del petróleo podrían aumentar más de 3.000 millones.
Por si fuera poco, la bajante que se mantiene en la Cuenca del Paraná ha reducido fuertemente la generación hidroeléctrica, obligando a incrementar la generación de origen térmico, requiriendo aumentar el volumen de importación de gasoil y fueloil para alimentar las centrales eléctricas, los cuales están teniendo un fuerte aumento en su cotización dado el aumento de los precios del crudo. Cammesa, la empresa administradora del mercado eléctrico mayorista, adquirió hace poco 25 barcos con combustible y se estima que ese número crecerá de cara al invierno.
Históricamente, Europa dejaba de comprar GNL a partir de abril, cuando finalizaba el invierno en el hemisferio Norte, lo que beneficiaba a la Argentina porque justo en el momento de las compras locales se producía una caída de la demanda y consecuentemente de los precios. Sin embargo, este año va a ser distinto. Durante 2021, previendo el conflicto, Putin redujo las exportaciones de gas a Europa, lo que generó una crisis de abastecimiento y que se vaciaran los sistemas de almacenamiento. El conflicto de Ucrania cambió el escenario y Europa va a continuar comprando GNL durante todo el año para llenar sus almacenamientos, con el objetivo de disminuir su dependencia del gas ruso para el invierno 2023. Esta situación va a impactar negativamente a la Argentina, que enfrentará un GNL mucho más caro para el invierno.
Sin embargo, este escenario energético crítico en el corto plazo es una oportunidad para la Argentina en el mediano y largo plazo. Europa va a tratar de salir de la dependencia del gas ruso, reemplazándolo por GNL. Actualmente Argentina tiene enormes reservas de gas en Vaca Muerta y a partir de la implementación del Plan Gas, la producción está aumentando de manera sostenida. El reciente llamado a licitación para la construcción del gasoducto Néstor Kirchner y su conexión al sistema de transporte de gas permitirá evacuar la producción de manera tal de reemplazar las importaciones y generar, además, capacidad exportadora. Con los precios actuales, Argentina podría exportar en pocos años 18 mil millones de dólares de petróleo y 23 mil millones de dólares de gas.
