El mercado argentino de gas natural posee una serie de especificidades que lo distinguen a nivel global: se trata de un mercado profundo —con más de 9,5 millones de clientes residenciales—, que registra una variación o swing muy marcado entre los niveles de consumo que se registran en invierno y en verano. Durante el período invernal, la demanda total del fluido crece un 40% y, a diferencia de lo que sucede en Europa o EE.UU., otros mercados maduros y extensos de gas, no cuenta con sistemas naturales o artificiales de almacenamiento para cubrir el pico de consumo con gas acopiado en esos reservorios. No existe en el mundo un mercado que combine esas particularidades.
De esa fisonomía única se desprenden un conjunto de derivadas interrelacionadas: la primera es cuál es la alternativa más eficiente —con qué fuentes de energía o combustibles de producción local o importada— y a su vez, la más económica; la segunda variable es cómo distribuir entre todos los usuarios del sistema energético el costo real del suministro invernal de gas y electricidad.
Los congelamiento o atrasos recurrentes de las tarifas domiciliarias de energía que caracterizaron a las administraciones kirchneristas que gobernaron el país durante la mayor parte de este siglo inviabilizaron y postergaron el debate en torno a esta problemática estructural del mercado energético argentino. Se hizo costumbre durante esos años que el Estado cubriera el costo creciente de cobertura de la demanda de gas y electricidad con subsidios del Tesoro nacional.
El desarrollo de Vaca Muerta como un ingente reservorio de gas natural que permite repensar y planificar el diseño del mercado energético a mediano y largo plazo —y que habilitó la ampliación de la infraestructura de transporte y exportación de gas— y la normalización del sistema de tarifas que instrumentó el gobierno de Javier Milei funcionan como un punto de partida para resetear una discusión que en términos de país representa una cuenta pendiente.
Algunas preguntas que orbitan sobre esta agenda: si Vaca Muerta es un reservorio de gas que garantiza el suministro doméstico durante las próximas décadas, ¿cómo aprovechar esa producción para impulsar soluciones eficientes y económicas que permitan cubrir el fuerte swing de consumo que se dispara en el invierno?; en un escenario de máxima, ¿es conveniente desarrollar infraestructura de transporte de gas desde Neuquén hacia el resto del país? ¿O podría pensarse en instalar generación térmica en Vaca Muerta y construir líneas de transmisión —incluso en corriente continua— hasta los centros de consumo?; ¿Cómo conjugar el gas natural con otras tecnologías de generación renovable —como la energía eólica y la fotovoltaica— que la Argentina ha impulsado exitosamente en los últimos años?; ¿Cuál es el rol estructural que deberían tener las grandes baterías (BESS) a corto y mediano plazo? ¿Qué oportunidades abre a futuro la construcción de terminales de exportación de Gas Natural Licado (GNL) como las de Southern Energy que maximizarán y aplanarán la producción del hidrocarburo en los próximos años?
EconoJournal consultó a cuatro especialistas en energía, con trayectorias que combinan la consultoría con el paso por el sector público para empezar a adentrarse en esos interrogantes. Se trata de Daniel Gerold, de la consultora G&G Energy Consultants; Nicolás Arceo, titular de Economía & Energía; Carlos Casares, ex interventor del Enargas (2024-2026) y subsecretario de Hidrocarburos; Mauricio Roitman, director de la comercializadora Energeia y ex presidente del Enargas (2018-2020).
Daniel Gerold: «Hay que evaluar las alternativas físicas y económicas de abastecimiento de la demanda máxima»
Daniel Gerold explicó en el streaming de EconoJournal que Argentina tiene una demanda estacional de gas que es igual a la de Europa o Estados Unidos, pero remarcó que en esos dos mercados hay lugares de almacenamiento subterráneo para el gas. “Nosotros carecemos de eso. La demanda es empuntada y es carísimo el abastecimiento de la punta. Esa característica estuvo siempre, pero ahora se amplificó. La demanda eléctrica y de gas no crece, pero en el pico crece y tenés que abastecerla porque la demanda es residencial y sino la abasteces te arman un piquete como hay cada vez que hay un corte de luz en Buenos Aires. Es un tema súper complejo”, remarcó.
EconoJournal le consultó luego cuál podría ser la alternativa:
«Lo que hay que pensar y las autoridades deberían evaluar son las alternativas físicas y económicas de abastecimiento de la demanda máxima de electricidad y del gas natural, con sus análisis económicos y de abastecimiento, para que se decida cuál sería la mejor y los interesados pudieran participar, concursar, competir para ese abastecimiento.
Porque como es un tema tan complicado y le cuesta tanto a los consumidores pagarlo, hay que tratar de que, si lo van a pagar, como debe ser, que sea del modo más adecuado posible.
Y a veces los gobiernos hacen licitaciones o contratan a través de Cammesa, o como el gobierno anterior, que hizo un gasoducto, y no sé si están las alternativas para que la opinión pública o la opinión pública especializada pueda ver la mejor alternativa económica.
En Brasil tienen un esquema muy distinto, con un organismo que planifica y analiza, con profesionales independientes. No es vinculante, pero hacen estudios y analizan cuáles son las alternativas económicas y las someten a la discusión pública en Internet. Hay gente que opina con y sin fundamentos y después se decide licitar. Y concursan las empresas privadas.
En Argentina es distinto, porque se confía en que el mercado toma la mejor solución. Pero sería bárbaro si la empresa toma el riesgo; si después hay un cargo fijo que le garantiza cierto repago a su inversión, como es lógico, ahí es una decisión de los gobiernos y a lo mejor no es la más económica.
Hay que garantizar el abastecimiento para los máximos de demanda. ¿Qué se va a hacer? ¿Gasoductos, líneas de transmisión eléctrica, centrales renovables, centrales a gas, centrales a gasoil o a LNG? ¿Qué conviene más? ¿Hacer un nuevo gasoducto, ampliar la exportación de LNG? Ese tipo de alternativas, cada una tiene sus ventajas y desventajas, y se traducen en costos económicos o no”.
Carlos Casares: «Garantizar el abastecimiento de invierno para el 100% de la demanda es antieconómico»
Casares dijo que cubrir el pico invernal es una ecuación costosa y repasó las soluciones que ya se usan en otros países para atenuarlo.
«Garantizar el abastecimiento de invierno para el 100% de la demanda es antieconómico, porque el consumo pico de invierno representa menos del 6% del volumen total anual y menos del 15% de los días del año. Los costos de infraestructura de transporte para abastecer solo esos picos de demanda, mayores a 140 millones de metros cúbicos diarios (MMm3/d) y hasta 160 MMm3/d, no son económicamente viables.
Este dilema de costo de infraestructura versus utilización existe en todas partes del mundo, donde la diferencia térmica entre invierno y verano es amplia y el gas natural participa fuertemente en la calefacción.
La solución a dicha problemática tiene varias opciones de mitigación.
La más antigua es la conmutación, por parte de la generación eléctrica y algunas industrias, a combustibles sustitutos en ese 15%, o menos, de días del año.
La segunda, y una de las más utilizadas en Europa y Estados Unidos, son los almacenamientos subterráneos, en los alrededores de los grandes centros consumidores; pero lamentablemente en Argentina no hemos encontrado disponibilidad de reservorios confiables cerca de los grandes centros consumidores.
Las plantas de peak shaving (abastecimiento de pico), como la que Naturgy BAN tiene en General Rodríguez, o el barco FRSU (unidad flotante de almacenamiento y regasificación) que Enarsa tiene en Escobar.
Las instalaciones satélite de almacenamiento de LNG y/o LPG, para resolver de forma distribuida y localizada las restricciones que se imponen en el sistema de transporte durante los días de consumo pico. En Argentina esto todavía no existe, pero es una opción que muchas industrias e incluso generadores de energía eléctrica están utilizando. Esta opción puede ser cara, pero seguro que menos que usar gasoil o dejar de producir.
Si bien hoy en día las restricciones de suministro en invierno ocurren más seguido, es porque la capacidad de transporte hace más de diez años que no crece como debería, mientras que el consumo residencial sí. Sumado al hecho de la fuerte declinación de la producción de la Cuenca Noroeste y en alguna medida también de la Cuenca Austral, que debe ser reemplazada por la Cuenca Neuquina. Una vez terminadas las ampliaciones en curso de la IP de TGS, las restricciones en invierno van a aflojar, pero no desaparecer.
En todo sistema de transporte de gas natural hay un tema operativo que no se resuelve si no es con restricciones al consumo: si de repente hay un crecimiento significativo de la demanda prioritaria, no hay otra opción que restringir los consumos con transporte interrumpible; luego aplican las asistencias entre distribuidoras, y finalmente limitar los suministros a generación eléctrica, industrias y GNC, para asegurar el sostenimiento de la demanda prioritaria. La normativa desde su origen así lo prevé e inclusive Gas del Estado lo aplicaba.
Asimismo, si se cae la producción, el efecto es idéntico, porque si no se ajusta el consumo, las presiones de ingreso a las ciudades (city gate) caen por debajo de los valores de seguridad. Hay que tener en cuenta que el gas viaja a velocidades de 20 a 25 km/h, por lo que reponer un pico de demanda o una caída de la producción puede llevar hasta dos días.»
Nicolás Arceo: «La reducción de la estacionalidad viene a partir de la conformación de vectores de demanda planos a lo largo del año»
Arceo señaló que lo que se viene achicando, en términos relativos, es la distancia entre el pico y el valle, gracias al crecimiento de una demanda de base que traerán los proyectos de exportación de GNL.
“El inicio de las terminales licuefactoras de exportación, el proyecto de Southern Energy y potencialmente el de YPF de LNG, van a bajar la incidencia de la estacionalidad en términos porcentuales.
Va a haber un ladrillo de demanda mucho más grande y estable a lo largo de todo el año. La reducción de la estacionalidad viene a partir de la conformación de vectores de demanda de largo plazo, planos a lo largo del año. Eso lo dan dos cosas: las terminales licuefactoras de exportación y, potencialmente, el desarrollo de la industria petroquímica.
No veo alternativas vía tarifaria para lograr bajar el empuntamiento del pico en invierno, porque centralmente el aumento del consumo en invierno está asociado a razones climáticas y de confort de las viviendas. Se podría aumentar un poco las tarifas en el pico invernal, bajaría marginalmente un poco el pico, pero el punto central para bajar la estacionalidad en términos relativos es conformar vectores de demanda, ladrillos de demanda, estables a lo largo del año. Y eso lo da el procesamiento industrial o la licuefacción, porque los mercados regionales de exportación no tienen volumen como para atenuar la estacionalidad.
El proyecto de Southern Energy de LNG ya está lanzado: el primer buque ingresa en 2027, el segundo buque en 2028, y eso va a dar una demanda de entre 25 y 27 millones de metros cúbicos día planos a lo largo del año. Las terminales licuefactoras de exportación de YPF: la decisión final de inversión se tomaría a lo largo del segundo semestre de este año, con lo cual es bastante concreto.
Esto no reduce el pico. Lo que hace el crecimiento de la demanda es reducir la diferencia entre pico y valle, porque en el valle hay una demanda cada vez más significativa. Hoy hay una demanda en valle en torno a los 100-110 millones de metros cúbicos día; en picos va a 180. Una vez que entren las terminales licuefactoras, esa demanda en valle va a ser mucho más alta. En pico también, pero la diferencia entre pico y valle se reduce”.
Mauricio Roitman: «El problema se soluciona con más mercado, no con intervenciones del Estado»
Para Roitman, la respuesta pasa menos por sumar infraestructura a cargo del Estado y más por mantenerreglas y diferencias de precios estacionales.
«No hay que hacer nada extraño: mantener reglas de mercado que incentiven el arbitraje verano/invierno y reglas claras para las expansiones de transporte de gas y electricidad y de generación eléctrica (spot caro en invierno e incentivos a la contratación de largo plazo). Con eso me refiero a importación de GNL, almacenamiento de gas y eléctrico, manejo de la producción de gas de manera óptima de acuerdo a los precios, intercambios eléctricos con países vecinos y otras alternativas disponibles de optimización.
En el norte y litoral del país, las diferencias de precio van a hacer rentables las obras de transporte de gas. En el futuro, también va a ayudar a disminuir las diferencias de precios la exportación de GNL (SESA, Argentina LNG y GNL del Plata). En resumen, el problema se soluciona con más mercado —manteniendo reglas y diferencias de precios estacionales—, no con intervenciones del Estado.
El RIGI, el Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones, es una buena herramienta para acelerar las inversiones en infraestructura necesarias para que el proceso de ajuste del mercado se realice más rápido.»
, Redaccion EconoJournal
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