Guerra en Ucrania, gas en Argentina

« Europa consume 500.000 millones m3 al año de gas y el 40% procede de Rusia. Durante décadas hemos ha sido un socio confiable, incluso ahora Gazprom cumple sus compromisos. Pero, tras las acusaciones infundadas contra Rusia, tenemos todo el derecho a tomar represalias », dijo esta semana el ministro de energía Alexander Novak. La invasión de su país a Ucrania y las reacciones de la Unión Europea pusieron de relieve en la agenda global la cuestión del gas natural. Para entender la implicancia del factor energético en el orden mundial y sus impactos en nuestro país, comencemos por analizar algunos datos sistémicos.

La matriz energética mundial primaria está caracterizada por un consumo de 31,2% de petróleo, 27,2% de carbón, 24,7% de gas y una penetración de solo 5,7% de energías renovables, frente a un aporte hidro de 6,9 % y nuclear de 4,3% (BP 2020). El crecimiento de la producción de gas de Estados Unidos, tras el boom del shale/lutita, ubicó a esa potencia como el mayor productor global, desplazando a Rusia. Hoy Estados Unidos explica casi un cuarto de la producción mundial de gas. En cuanto al consumo, Estados Unidos y Rusia también encabezan la calcificación, pero el dato destacable es que Alemania ocupa el 8° lugar.

A lo largo de las últimas dos décadas, se ha registrado un importante crecimiento de las exportaciones, asociado al crecimiento del consumo. Por causa (y no a pesar) de la transición energética, la demanda de gas tenderá a crecer. Dentro del gas, la demanda de gas natural licuado (GNL) registró un aumento aún mayor. Las exportaciones a nivel mundial de este fluido se incrementaron de manera significativa y su participación sobre el total de las gasíferas alcanzó 38% en 2019 (IGU 2021). Aunque Asia Pacífico es la principal región exportadora, el fuerte crecimiento de exportaciones estadounidenses posicionó a su región como la 3° exportadora (con 13% del total). Junto con Rusia (8%), son los países que más expandieron la producción de gas. En cuanto a importaciones, Asia Pacífico, Asia y Europa lideran las compras. En capacidad de licuefacción Estados Unidos es el principal y el que más crecerá [1] y dos tercios de sus ventas de gas tienen destino europeo. En capacidad de regasificación llamativamente Alemania está a la zaga europea, lo que le significa un gran desafío, como veremos. Y antes de esta crisis ya se esperaba un aumento en la demanda mundial de gas natural licuado de 90% para 2040 (Shell 2022).

Rusia-Europa

En este marco se inscriben las tensiones entre Rusia y Europa por causa de la provisión de gas a través de gasoductos, algunos de los cuales atraviesan el territorio de Ucrania y son controlados por empresas rusas (Gazprom y Rosneft).

Como se sabe, Europa depende en un 41% del gas ruso, y Alemania en un 55% (por causa, entre otras, de la presión « verde ») [2]. Esta dependencia resulta cada vez más apremiante dado que los precios futuros del gas han aumentado 10 veces en Europa en un año (en España, por ejemplo, el costo de generación eléctrica se disparó de manera astronómica). Aunque antes de que se desatara la guerra en Ucrania los países europeos han ido constituyendo tantas reservas como era físicamente posible, y aunque ahora están recurriendo a medios alternativos para atender las necesidades de calefacción y generación eléctrica, lo hacen a costa de validar precios altísimos. Estados Unidos, Qatar, Arabia Saudita, y los vecinos Argelia y Egipto, se preparan para ser los principales proveedores del gas que no llega desde Rusia.

Al comienzo de la guerra, la OTAN evitó aplicar sanciones relativas a transacciones energéticas. Este simple dato refuerza la relevancia de la cuestión para Europa. Pese a ello, grandes petroleras como BP, Exxon, Shell y Wintershall anunciaron el abandono o retiro de nuevas inversiones en Rusia. Y Alemania suspendió el proceso de aprobación del gasoducto NordStream II, que atraviesa el mar Báltico. La construcción de sus 2.640 kilómetros demandó más de 10.000 millones de dólares, financiado por Gazprom y cinco empresas europeas. El volumen que es capaz de transportar (55 MMm3/d) es de vital gravitación para Alemania.

Incluso desde antes de la invasión, Estados Unidos se venía oponiendo al gasoducto, para avanzar en el objetivo que finalmente la invasión parece haberle permitido concretar : convertirse en el gran proveedor de gas de Europa. Pero Washington teme, a la vez, que una prolongación del conflicto instale un barril de petróleo en torno 130 dólares, el nivel más alto desde 2008, y presione la inflación mundial. Recordemos que Joe Biden enfrenta elecciones legislativas en noviembre y que la inflación es una de las principales preocupaciones económicas.

Daleep Singh, asesor adjunto de Seguridad Nacional del presidente estadounidense, lo explicó en estos términos : « Cuando se trata de energía, esta es la única área en la que Rusia tiene una importancia sistémica en la economía global. Sabemos que es el segundo mayor productor de gas y petróleo del mundo. Pero no vamos a hacer nada que cause una interrupción involuntaria en el flujo de energía, ya que la recuperación económica mundial aún está en marcha ». No obstante, al parecer la presión del Congreso pudo más pues Biden acaba de anunciar el corte a las importaciones de petróleo ruso. Antes había liberado 50 mil millones de barriles de reservas estratégicas de crudo y subido la presión a la OPEP+ para que aumente la producción (que no logró más allá de una cautelosa respuesta de solo 400 mil b/d). Hasta ahora, esto no dio resultados en los mercados petroleros, de los cuales Estados Unidos depende fuertemente a pesar de su agenda ambiental y de los llamados a no financiar nuevos proyectos fósiles.

La Agencia Internacional de Energía (AIE) le sugirió a la UE un plan de 10 acciones tendiente a reducir la dependencia del gas ruso [3]. El programa contiene medidas cuyos impactos pueden ser importantes, como reducir dos tercios de las importaciones en un año. Pero el dato más llamativo es la traducción implícita de estas recomendaciones, que implica poner un impasse a la transición ambiental y recurrir al gas y la energía nuclear por un tiempo más. En este sentido, la primera en asumir la nueva situación fue precisamente Alemania, que anunció compras de gas natural licuado por 1.500 millones de euros para almacenamiento, y que avanzará en la construcción de dos plantas de regasificación. Roberto Habeck, ministro de Economía y Protección Climática, incluso afirmó que la opción por el carbón sigue presente : « A corto plazo, puede ser que, como precaución y para estar preparados para lo peor, tengamos que mantener las plantas que funcionan con carbón en espera, y tal vez incluso dejarlas operar ». El canciller alemán, Olaf Scholz, afirmó que las importaciones de energía fósil procedentes de Rusia son « esenciales para la vida diaria de sus ciudadanos y que el suministro de energía en Europa para la producción de calor, movilidad, electricidad e industria no puede garantizarse de otra manera en este momento ». La seguridad y resiliencia del abastecimiento parecen ser la prioridad, incluso frente a la transición energética.

Impactos en Argentina

La matriz primaria argentina está dominada en un 87% por combustibles fósiles. El gas representa 59%, proveniente de varias cuencas productivas con una creciente participación de las reservas no convencionales de Vaca Muerta. ¿Qué potencialidad tiene esa roca madre ? Se estiman recursos de shale gas por 308 Tcf, lo que constituye la segunda reserva mundial y alcanzaría para 200 años de demanda interna. Según la consultora Rystad [4]. Vaca Muerta es el yacimiento no convencional que más está creciendo en el mundo. Más de 60% de la energía argentina se genera con gas y menos de 1% con carbón.

En este marco se inscribe nuestra realidad productiva, caracterizada por programas federales de estímulo al gas. El más reciente es el « Plan Gas.Ar 2020-2024 » (Decreto 892/2020), herramienta de gestión surgida en plena pandemia como resultado de una decisión política que respaldó un proceso de negociación multinivel con la industria y las provincias productoras. Su objetivo fue generar un marco de fijación de precios de largo plazo que se tradujera en compromisos de inyección para abastecer la demanda de hogares y usinas durante los próximos cuatro años, considerando la infraestructura existente. La clave radicó en un trípode virtuoso : diagnóstico técnico certero, articulación sinérgica con el sector privado y decisión política.

El diagnóstico detectó dos problemas : la necesidad de revertir el creciente declino y la imposibilidad de trasladar los costos del gas en la población, golpeada por la crisis económica y empobrecida por la pandemia. La baja en la producción era una gran preocupación. La oferta de gas barato y la falta de ajuste semestral de tarifas, profundizada por el congelamiento pos-PASO, habían provocado una marcada caída de la producción. El resultado fue que en 2020 la producción total de gas cayó 12% y, para los meses de invierno, 15%. De persistir esa situación, dadas las características geológicas de los yacimientos no convencionales, se preveían mermas del 15% acumulativas.

La Secretaría de Energía estimó que el plan permitiría ahorrar, a lo largo de cuatro años, recursos fiscales y, decisivamente, divisas por 8.664 millones de dólares (cifras equivalentes a la ayuda económica que el Estado destinó para paliar los efectos de la pandemia en todo 2020). Un ahorro calculado con un GNL a 4,50 dólares, hoy una quimera. El precio de estímulo no consistió en una fijación unilateral y única, sino que cada productor ofertó un valor determinado por cuatro años, con competencia por cuenca. Mientras que en los planes anteriores (como la Resolución 46 del 2017) el precio oscilaba entre 6 y 7,50 USD/MMBTu, el Plan Gas.Ar validó un precio promedio de 3,53 dólares. Dado el aumento de los precios internacionales disparado por la guerra en Ucrania, se trata de un valor muy conveniente.

El programa no exigió niveles crecientes de producción, dado que no existía capacidad de transporte desde Cuenca Neuquina. La demora en la construcción de un nuevo gasoducto (luego del fracaso de los PPP en 2018) ponía un freno a las posibilidades de expansión. Otra novedad fueron los permisos de exportación en condición firme estival, que tomaron en cuenta que en el mercado local la demanda está fuertemente marcada por la estacionalidad. En invierno, la demanda de gas de los hogares llega a triplicarse. El pico de consumo durante el frío genera excedentes en verano que desafían la viabilidad económica de los proyectos e induce a desarrollar otros mercados en los meses cálidos [5]

¿Qué impacto tuvo el Plan Gas.Ar ?

Los resultados muestran un sobrecumplimiento de los compromisos de inyección y hasta niveles récord de producción : los 100 MMm3/d que era el objetivo principal, y hasta adicionales de invierno y excedentes para el sistema eléctrico. Además, la diferenciación por estación permitió el desarrollo del mercado de exportación en firme a Chile y un dato singular : YPF logró aumentar su producción de shale gas en Vaca Muerta de manera asombrosa, más de 225% en 9 meses. En 2021 la producción local de gas aportó a la generación eléctrica 9,3 MMm3/d de gas equivalente, hasta un tercio más económico que los líquidos importados.

A pesar de estos avances, en un contexto de menor importación de gas desde Bolivia (que, en paralelo, firmó contratos con Brasil bajo una fórmula móvil para aprovechar los altos precios internacionales) y ante una crisis hídrica sin precedentes en las cuencas del Comahue y Paraná, la producción gasífera es solo un paliativo. No alcanzará a evitar, debido a la condición de estacionalidad de nuestra demanda prioritaria, que las compras de gas para este invierno sean significativas. Lo cual es una pésima noticia ante la escalada global de precios y la desesperación de Alemania por procurarse cada barco de GNL como sea posible. El lanzamiento de la construcción del gasoducto troncal Pte. Kirchner es una respuesta a esta coyuntura.

La pregunta clave : ¿a cuánto importaremos ? Aunque en 2020 el gas natural licuado fue importado a 3,5 USD/MMBTu y a 8,33 en 2021, para el invierno de 2022 los futuros rondan hoy los 40 dólares. Según la consultora E&E [6] Argentina necesitará entre 3.200 y 4.800 millones de dólares según el escenario se estabilice en 20 o en 30 USD/MMBTu. A esto se suma un aumento del 10% en la cantidad de buques metaneros : serán 62 este año y ya se está en tiempo de descuento para conseguirlos. Esto eleva la necesidad de subsidios energéticos, según el consultor Daniel Gerold, a la friolera de entre 10.000 y 14.000 millones de dólares, lo que probablemente haga necesario en el invierno cortar el suministro a industrias y, de escasear el gas licuado, también al sistema eléctrico. Otra tormenta que se suma al panorama de las tarifas.

Y una apostilla final sobre el debate producción vs. ambiente. La transición energética nos interpela a través de tres metas de desarrollo sostenible : garantizar el acceso universal a energía asequible y confiable, aumentar las energías renovables y mejorar la eficiencia. Hoy el discurso global se enfoca en la reducción de emisiones, pero ante las deudas sociales de un país de ingresos medios como Argentina, se impone otra prioridad : centrarnos en la meta de tener energía accesible para la población a precios económicos y de manera confiable (que no se corte) [7]. El mundo hoy nos está recordando una lección : sin seguridad de suministro a precios afrontables por los consumidores –y las cuentas del Estado– la transición ambiental tiende a demorarse. Seguir apostando al gas argentino es una respuesta virtuosa ante la crisis europea.<b

Juan José Carbajales para Le Monde diplomatique, edición Cono Sur.

Le Monde diplomatique, edición Cono Sur. Buenos Aires, marzo 2022