Exportaciones, contratos interrumpibles y GNL: el mapa trazado por Tettamanti para el invierno
La secretaria de Energía de la Nación, María Tettamani, confirmó que las limitaciones del midstream obligarán a restringir el suministro industrial durante los picos de frío. En un mano a mano, detalló la privatización de la importación de GNL y el sinceramiento de costos.
Desde Neuquén la lectura es evidente: el upstream de Vaca Muerta bate récords históricos de producción, pero la molécula choca de frente contra la falta de capacidad de transporte. A las puertas del invierno, la demanda residencial nacional empuja el sistema al límite, con picos que rozan los 180 millones de metros cúbicos diarios. Para entender cómo el Gobierno administrará la escasez de infraestructura, los subsidios y las importaciones, Más E dialogó con la secretaria de Energía de la Nación, María Tettamanti.
—De cara al invierno, pasamos de un valle a un pico de demanda con consumos que rozan los 180 millones de metros cúbicos diarios, un volumen que Vaca Muerta aún no alcanza a cubrir por sí sola debido a los cuellos de botella. Ante los cambios promovidos desde su área, ¿qué va a pasar este invierno con el abastecimiento de gas en Argentina?
María Tettamanti: Efectivamente, nos estamos preparando para el invierno. El mayor desafío lo tienen las distribuidoras, ya que la demanda residencial pica en punta por el uso de la calefacción en un país que, a diferencia de otros, está muy gasificado. Para afrontarlo, primero hay que contar con transporte firme desde las cuencas productoras para maximizar el abastecimiento local, hoy fundamentalmente con gas de Vaca Muerta. Como el pico es muy alto y no se alcanza a cubrir con producción nacional —por falta de transporte, no de gas—, el complemento obligado es el Gas Natural Licuado (GNL).
Importamos GNL para cubrir la demanda prioritaria y para evitar el uso intensivo de gasoil en la generación eléctrica. Ese GNL llega en barcos a la terminal de Escobar, se regasifica y se inyecta al sistema de transporte como si fuera un pozo más. Obviamente, su costo es mucho más alto que el del gas de cuenca.
—Históricamente, el Estado se hacía cargo de esa diferencia de costos mediante subsidios. ¿Cómo cambia ese esquema ahora?
En los últimos años, Enarsa importaba el GNL, lo regasificaba y lo vendía al sector de generación y al residencial a un precio subsidiado. Esa diferencia de costos la pagaba toda la sociedad a través de los impuestos. La política de este gobierno es que los precios reflejen los verdaderos costos del suministro en los picos de invierno, para que tanto industrias como usuarios residenciales y generadoras tomen decisiones eficientes de consumo.
Por mandato de la Ley Bases, Enarsa debe desprenderse de esta actividad comercial. Por eso, lanzamos una licitación bajo un mecanismo competitivo y transparente, donde se le fija un techo al margen de ganancia del importador. A principios de abril abriremos los sobres y evaluaremos los resultados.
Entrevista María Tettamanti – Secretaria de Energía M
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—Considerando la volatilidad de los precios internacionales y la necesidad de evitar compras spot onerosas como ocurrió en el pasado, ¿ya hay interesados en esta licitación? ¿Cómo se fija el precio en este nuevo esquema?
Sí, ha habido consultas. Es importante aclarar que nosotros no licitamos un precio final cerrado, porque eso implicaría que nos cobren una prima de riesgo altísima. Lo que licitamos es el "plus" (expresado en dólares por millón de BTU) que el importador le va a cargar al precio internacional de referencia (como el TTF). Ese margen fijo debe cubrir el pago a Enarsa por el uso de la terminal de regasificación, los riesgos financieros y comerciales del importador, y su ganancia. El costo de la molécula será el precio internacional del momento, tal como ocurría cuando importaba Enarsa. Lo que se define ahora de forma competitiva es ese plus operativo.
—A veces los problemas de abastecimiento no tienen que ver con el volumen producido, sino con la infraestructura. Con la liberación del mercado y la red actual operando al límite en algunas zonas, ¿cómo queda el mapa del transporte frente a la competencia de demanda que viene en invierno?
La infraestructura de transporte actual —antes de la reciente ampliación de TGS— apenas alcanza para cubrir los picos de demanda residencial, los mínimos técnicos de las industrias, y algo de generación y GNC. Es una capacidad escasa si la comparamos con fines de los 90, cuando el sistema se amplió un 60% y la industria no sufría cortes ni en los días más fríos.
Lo que pasó es que, tras años de congelamiento de tarifas, se dejó de invertir en la ampliación de los ductos mientras la demanda seguía creciendo. La principal perjudicada por esto es la industria. Las últimas obras desde la Cuenca Neuquina solo sirvieron para compensar la caída de producción de otras cuencas. Para volver a un sistema que le asegure a la industria menos días de corte, habrá que seguir ampliando el transporte, especialmente en el sistema Norte (TGN), donde hoy tenemos un cuello de botella que limita la inyección a 15 millones de metros cúbicos diarios.
Sistema Cordillerano Patagónico Gasoducto Gas Camuzzi (1)
La Patagonia destraba el acceso al gas con la repotenciación del Gasoducto Cordillerano.
—¿Esto implica que este invierno la demanda industrial volverá a sufrir cortes?
Sí, igual que el año pasado, porque físicamente la capacidad del sistema no cambió. Lo que estamos modificando es la señal de precio: ahora la industria sabrá cuánto cuesta realmente consumir gas en el invierno (ya que se abastece con GNL regasificado) y podrá tomar decisiones. En el pasado, durante los picos de frío, las industrias bajaban su consumo de gas y utilizaban sus tanques de fueloil para no detener la producción. Esa es la dinámica lógica cuando la prioridad la tiene el usuario residencial.
—¿A cuánto asciende hoy la demanda industrial y por qué no hemos visto grandes proyectos petroquímicos o de refinerías en los últimos años?
A lo largo del año, la industria tiene una demanda bastante estable, de entre 27 y 30 millones de metros cúbicos diarios. Históricamente, la matriz de consumo se dividía en tercios (residencial, industrial y generación), pero en los últimos 20 años la demanda industrial se estancó. No hubo grandes proyectos nuevos de urea, petroquímica o siderurgia porque no había reglas de juego claras ni estables. Los privados no hacían inversiones a 20 años porque temían que el Estado interviniera los contratos y redireccionara el gas. Confío en que, con la actual seguridad jurídica, esas inversiones de largo plazo por fin se concreten.
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Argentina importa GNL para los picos de demanda del invierno.
—Por último, tenemos compromisos de exportación en firme con Chile y Brasil busca acuerdos similares. ¿Existe capacidad de transporte para cumplir esos contratos sin afectar el abastecimiento interno?
Hacia Brasil, hoy no es viable garantizar transporte en firme durante el invierno; simplemente no hay ductos disponibles para llegar hasta allá en los picos de demanda. El caso de Chile es distinto porque los gasoductos están dedicados y no compiten directamente con la demanda local.
Es clave aclarar lo que ocurrió el año pasado con las exportaciones a Chile: no hubo un corte arbitrario por decisión política. El marco regulatorio establece que ante la falta de capacidad, primero se corta el transporte interrumpible y luego el firme. Muchos productores habían vendido gas en firme a Chile, pero contrataron tramos de transporte interrumpible en Argentina (como en el ducto Centro Oeste). Al saturarse el sistema, se cortó ese transporte interrumpible, como marca la ley. Ahora TGN licitó ese tramo y varios productores ya aseguraron capacidad en firme, lo que cambia la situación para este año.
