Del gasoducto listo a la importación, un paso atrás muy costoso  

La postergación de la obra clave para el incremento de la producción de gas se conjuga con la parálisis que enfrenta desde hace meses Vaca Muerta. Desde el oficialismo reconocen que de no mediar cambios la producción caerá en el 2021.

Argentina podría verse en el riesgo de importar crecientes cantidades de gas natural o combustibles líquidos como gasoil y fuel oil en 2021 si el gobierno de Alberto Fernández no activa pronto un plan estratégico para garantizar el desarrollo de Vaca Muerta, con reglas estables y bajo costo de financiamiento.

Que la balanza comercial energética se deteriore de los escasos US$ 72 millones de déficit en 2019, a una cuenta multimillonaria en rojo para el año próximo, sería el epílogo de una novela que empezó hace 7 meses y que pudo haber provisto al Estado nacional de los dólares necesarios para pagar la deuda. El capítulo que hoy no pueden terminar de escribir las autoridades.

A inicios de agosto de 2019, el gobierno de Mauricio Macri tenía todo listo para empezar la licitación de la primera parte del gasoducto a Vaca Muerta, que llevaría el gas desde Tratayén, Neuquén, hasta Salliqueló, Buenos Aires, por unos US$ 800 millones.

La obra iba a estar lista en unos 18 meses después de su adjudicación, por lo cual hubiera estado operativa a mediados de 2021. Así, se le daría salida a la producción en alza de la formación de hidrocarburos no convencionales y se sustituirían compras al exterior de Gas Natural Licuado (GNL).

Pero el aumento exponencial del Riesgo País (y, con él, del costo del financiamiento) y las dudas que cubrieron la actividad a partir de las elecciones Primarias Abiertas Simultáneas y Obligatorias (PASO) determinaron que la licitación se postergara dos veces –primero en agosto y luego en noviembre– al menos hasta el 31 de marzo de este año, aunque nada indica que se vaya a realizar en esa fecha mientras no se cierre el capítulo de la reestructuración de la deuda externa y se aleje el fantasma del default soberano.

 

El dato

31 de marzo es la nueva fecha para la licitación que podría volver a postergarse.

Con el 2020 ya jugado, los ojos están puestos en 2021, en la fecha en la que el gasoducto hubiese estado operativo en condiciones normales. En cambio, para esa época podría volver a bajar sostenidamente la producción local y retornar el barco regasificador al puerto de Bahía Blanca.

La extracción de gas en Argentina se mantendrá estable en el corriente año y, a priori, el sistema no presentará grandes riesgos, según los primeros análisis del Gobierno.

Pero si no se apura el paso para dar soluciones a la parálisis de Vaca Muerta, en 2021 sí se cosecharían las consecuencias de esa política, según ven los técnicos oficiales.

 

La advertencia

Eso fue lo que puso en palabras el sábado el ex ministro de Energía, Juan José Aranguren, en declaraciones a Radio Con Vos 89.9. El ahora titular de la consultora Energy Consilium expresó que “este año es difícil que tengamos algún tipo de problema, pero si no atacamos la situación y (el Gobierno no otorga) algún tipo de certeza o previsibilidad sobre lo que significa la inversión en Vaca Muerta, es probable que en 2021 tengamos que importar y hacer volver el barco regasificador o quemar combustibles líquidos, con un costo más alto”.

Energía On contó que el déficit energético se redujo casi a cero en 2019, desde los US$ 2.300 millones de 2018. El peor momento de una década complicada y absolutamente toda en rojo (empezó en 2011 con el primer rojo en esta balanza desde 1987) fue en 2013, cuando las compras afuera superaron por US$ 6.900 millones a las ventas al exterior de materia prima y productos energéticos industrializados.

Según un viejo documento de los ex secretarios de Energía de la Nación –un grupo en el que tallaban especialmente Jorge Lapeña, Daniel Montamat y Emilio Apud–, el déficit energético fue el nudo central del problema económico del estancamiento entre 2011 y 2017.

 

El paso atrás

La situación actual es producto de la caída de la demanda interna (por el aumento de tarifas y la recesión) y el mayor tipo de cambio real multilateral –competitividad externa–. Pero apenas un año y medio después de haber despedido al buque regasificador de Bahía Blanca y tras menos de un año de recibir al barco de licuefacción de YPF, el paso atrás es cada vez más posible.

Y aunque las líneas técnicas del Gobierno consultadas por este diario conocen estos riesgos, la restricción política es más fuerte. Y los estudios reservados que advierten de la situación nunca serán admitidos en público.

La Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico S.A. (Cammesa) iba a oficiar de off taker para comprar al menos 10 de los 15 millones de metros cúbicos diarios (MMm³/d) que trasladaría en su primera etapa el gasoducto. Ese papel ahora también está en análisis y hasta hay fondos de inversión que tienen en estudio financiar el tendido de los caños a cambio de quedarse con el gas.

Otro de los temas que hacen al mercado de gas y que todavía no está resuelto es el caso de la renegociación del contrato de importación con Bolivia. Por el lado argentino, la estatal Integración Energética Argentina S.A. (Ieasa) no tiene autoridades designadas a 75 días de la asunción del nuevo gobierno.

Del otro lado de la frontera, el gobierno provisional formado después de la caída de Evo Morales no tiene el suficiente poder político para controlar y tomar decisiones de largo plazo en Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB). La salida democrática surgiría el 3 de mayo, con las nuevas elecciones.

La cuarta adenda al contrato que se extiende entre 2007 y 2026 tiene vigencia hasta el 31 de diciembre de este año. Es por eso que a mediados de 2020 se deberán reajustar los volúmenes y precios adecuados para las necesidades de cada país y ello, a su vez, determinará las necesidades de importación en 2021.

Fuente: Diario Rio Negro