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Inversiones, el gran desafío


Debemos entender que estamos viviendo un proceso de transición hacia otro tipo de matriz energética, con un gradual abandono de los fósiles. El sistema financiero no está dispuesto a financiar las consecuencias del desastre climático.

Como paso previo a un análisis preliminar sobre la cuestión debemos observar el contexto. Desde esta columna, y sin pretender su exclusividad, hemos reiterado la ausencia de un Plan Estratégico Energético (PEE), que nos permitiese vislumbrar un rumbo, lo cual se ha traducido a lo largo de años en acciones anárquicas con un alto costo para nuestra sociedad. Este contexto local lo debemos encuadrar en el marco global caracterizado por un proceso de transición energético impulsado por el Cambio Climático en proceso.

Un agravante es la aparente inestabilidad en los mercados de dicho contexto global. Observemos un ejemplo: el precio del gas natural (NYMEX) según Oil&Price marcaba un valor de 5,388 U$S/ MBTU el 2/11/2021 y un mes después, el 7/12/2021, dicho precio era de 3,751. Es decir, nuestro país al no tener un rumbo claro está expuesto a estos vaivenes del mercado. En lo que hace al contexto en el cual se proyectan las inversiones, veamos un informe del Instituto Argentino de Energía General Mosconi que cita María Julieta Rumi en La Nación.(1)

Allí observamos que si el gobierno pretendiese ajustar las tarifas de los servicios energéticos al nivel de inicios de gestión, exigiría un incremento superior al 100%, lo cual podría tener consecuencias sociales impredecibles. Los subsidios al sector energético sumados a las transferencias al transporte, equivalen al déficit primario (3% del Producto Bruto Interno).

Subsidios y tarifas
Un eventual acuerdo con el Fondo Monetario Internacional (FMI) exigiría su reducción o eliminación, con las lógicas consecuencias sobre la evolución de las tarifas. Según el citado informe el aumento de las tarifas por encima de la inflación proyectada para el 2022 del 60 % o la financiación de los subsidios a la energía y el transporte, o una combinación de ambas opciones en un contexto de precios internacionales impredecible, como hemos visto, exigiría destinar, como mínimo, unos U$S 10.000 millones, un nivel similar al gastado durante el año 2021, independientemente de la política tarifaria que se decida aplicar.

El estudio trabaja con dos escenarios. Uno de ellos toma lo establecido en el proyecto de presupuesto 2022, que plantea tarifas que alcancen al 43% del costo en electricidad y el 83% en gas natural. Previendo de volúmenes de importación de gas similares a 2021 y precios del GNL y gas natural de Bolivia de U$S15 y u$s8 por millón de BTU, respectivamente, se estiman subsidios al sector eléctrico por u$s6.300 millones, a IEASA, por importación de gas, por u$s 2.800 millones y lo destinado al Plan Gas por U$S 1.700 millones.

Este conjunto de acciones tiene un costo total de U$S 11.300 millones. Este escenario, considerado de mínima para el 2022, implica un aumento del 13% en relación al 2021 aun con incrementos de tarifas implícitos en el presupuesto del 72% en electricidad y del 60% en gas, explicaron. En otro escenario sin aumentos de tarifas, donde no se cumplirían lo previsto en el presupuesto y sin acuerdo con el FMI, los subsidios se elevarían a US$ 15.600 millones, es decir un incremento del 56% en relación al 2021.

El informe expone que este escenario sitúa al sector en una situación similar a la del 2014, cuando la demanda asumía aproximadamente el 20% del costo de la energía y los desequilibrios exigían una pronta solución. El informe plantea que en este escenario, la adecuación de las tarifas se torna inevitable significando su severidad para el usuario. Por otra parte el informe plantea que la segmentación de las tarifas que propone el gobierno difícilmente pueda resolver las distorsiones acumuladas.

Otro informe reciente de la consultora Analytica también analizó la propuesta de segmentación de tarifas y expreso que si se decidiera llevar las tarifas domiciliarias de electricidad, gas y agua a los niveles de diciembre de 2019, esto exigiría su incremento en un orden superior al 100% lo cual se traduciría en un incremento adicional de la inflación de 14 puntos, ubicándola en el orden del 65% anual, lo cual sería socialmente insostenible.

Dicho esto observamos que hasta el presente nuestra política energética se circunscribe a los subsidios y la importación de energía lo cual nos quita recursos para las necesarias inversiones, en un círculo vicioso, sin demasiadas posibilidades de revertir sin un costo social, de imprevisibles consecuencias. Es muy difícil pensar en nuestro país en inversiones, y más aún en aquellas que se relacionan con el largo plazo como son las destinadas a la energía. Esto es así pues al no haber un PEE basado en un proyecto de desarrollo, es decir en un proyecto de país, es por demás difícil pensar seriamente en tales inversiones, como no sean para exportar, es decir siempre pensando en el corto plazo para salvar la coyuntura.

Más aun en el marco de una gestión que lleva ya 18 años, donde lo que prevaleció fueron los subsidios y la importación de energía en sus diversos formatos. Si bien en el ínterin el país eligió durante un periodo otra gestión, nada cambio los lineamientos básicos de este proceso. No se observa un análisis fundamentado sobre el escenario futuro en materia energética ni acciones que permitan tener alguna esperanza de cambio y cual sería nuestra inserción. Esto se ve afectado por la situación macroeconómica.

La apuesta en Vaca Muerta
Observemos que el gobierno ha decidido que Vaca Muerta es la llave de nuestro futuro estimulando su desarrollo, y no se dispone aún de la infraestructura necesaria para evacuar su producción incremental a fin de abastecer al conjunto del país y exportar en la región. Esta situación refleja con toda crudeza la ausencia de un PEE pues por un lado se han reiterado los estímulos a fin de incrementar su producción desde hace casi diez años y no hemos previsto la construcción de la infraestructura necesaria para poder extender su distribución. Hace años que seguimos debatiendo en relación a la construcción de un gasoducto y aun no se han licitado las obras y no se dispone de la financiación completa de la obra.

Hemos destinado a subsidios a la energía y el transporte U$S 140.000 millones desde el año 2004 al 2021 conjuntamente con otros U$S 100.000 millones en importar energía en sus diversos formatos en el mismo periodo y aun no disponemos de la financiación completa para construir un gasoducto.

Es decir hemos destinado el equivalente al 60 % de nuestra deuda externa en subsidiar e importar recursos disponibles en abundancia en nuestro país, lo cual nos permite ratificar que sin un PEE es imposible la explotación racional y sostenible de nuestros recursos. También hemos dicho desde esta columna que sin energía abundante y barata es imposible pensar en el desarrollo. Si bien la pandemia ha influido la situación viene de larga data.

Se suma a lo expuesto lo informado por la consultora Ecolatina en su informe de coyuntura donde se observa que para los primeros nueve meses del año la balanza energética presenta un saldo negativo de U$S 1.514 millones, previendo para el 2022 un incremento estimado a U$S 2.654 millones, donde la influencia del gas oil, el fuel oil y el GNL son gravitantes, en especial este último energético, dado que insume el 65 % del total aproximadamente. Aún no hemos hablado de la inversión en la construcción de la infraestructura mínima para poder usufructuar los progresos en la producción de gas en VM.

Según Ignacio Ortiz(2) la construcción de gasoductos y obras conexas demandará inversiones por U$S 3.471 millones hasta 2023. De los cuales el gasoducto Presidente Néstor Kirchner, una obra vital cuya exigirá una inversión de U$S 2.540 millones sin financiación completa aun razón por la cual deberá completarse durante su construcción.

Esta situación hace peligrar el objetivo de disponer de la obra durante el 2023. En el presente la demanda interna de gas natural no es abastecida con producción nacional por carencias en la capacidad de transporte pese a disponer del recurso.También está en proceso la ampliación del Neuba II (U$S 85 millones), los tramos finales en Provincia de Buenos Aires (u$s 75 millones); la vinculación Mercedes-Cardales (U$S 132 millones), y la expansión gasoducto Centro-Oeste (U$S 160 millones).Además, está prevista la reversión del gasoducto Norte (U$S 249 millones para sus tres etapas), la ampliación de la capacidad de compresión gasoducto del Noreste (GNEA) (U$S 90 millones) y su conexión con San Jerónimo (U$S 60 millones); y los loops y compresión en Aldea Brasilera en Entre Ríos (U$S 80 millones).Del total citado, hay partidas presupuestarias previstas para 2021 por u$s 183 millones, y para 2022 de U$S 1.383 millones, de los cuales U$S 520 millones provendrán de la Ley 27.605 del Aporte Solidario y Extraordinario que se orientará a través de IEASA.

De acuerdo a lo expuesto, las obras proyectadas exigirán recursos adicionales por U$S 1.905 millones para el período 2022-2023, en el que se pretenden finalizar las obras. En la decisión de acelerar los proyectos, se consideró la disposición de los importantes recursos de gas en las Cuencas Neuquina, Golfo San Jorge y Austral (offshore), y la simultánea la caída de la producción convencional en Santa Cruz y Tierra del Fuego. Simultáneamente se verifica una reducción en la producción de gas desde en la Cuenca Noroeste y de Bolivia.

En lo que hace a la demanda el informe de Ignacio Ortiz (2), expresa que además de un mercado interno insatisfecho, hay requerimientos por parte de Chile de importar gas natural para aplicarlo en la región central y norte del país. Se agrega el interés de Brasil por importar nuestro gas para abastecer el sur del país.El gasoducto Presidente Néstor Kirchner permitirá transportar hasta 39 millones de m3/día de gas producido en la Cuenca Neuquina, en un primer tramo desde Tratayén a Saliquelo (558 km) para transferir parte de este volumen al gasoducto Neuba II, y así abastecer las zonas de Bahía Blanca y del área metropolitana, a fin de sustituir las importaciones de GNL derivando gas a las centrales termoeléctricas y al polo petroquímico.

El segundo tramo se extenderá por la provincia de Buenos Aires hasta la localidad santafesina de San Jerónimo, con lo cual se atenderá la demanda del norte del Gran Buenos Aires (GBA) y las provincias del Litoral.Está previsto el desarrollo del proyecto en dos tramos de realización sucesiva, lo que permitirá abastecer de inmediato la demanda de gas actual y su relación con la producción incremental de gas cuyo origen es VM. La ampliación del sistema del Neuba II facilitara la conducción de gas desde la conexión de Saliqueló hacia puntos de consumo en Provincia de Buenos Aires y GBA, arribando a la cabecera del gasoducto Mercedes-Cardales a fin de abastecer el Litoral, con lo cual se sustituirán 10 millones de m3/día de importación de GNL.

La ampliación del gasoducto Neuba II y simultáneamente con la llegada de mayor volumen a la Cámara Ezeiza (mediante dos loops de 26 y 20 kms), se busca el reemplazo de combustibles líquidos en las centrales de Ciclo Combinado de la ciudades de Buenos Aires y La Plata.

El gasoducto Mercedes-Cardales configura la unificación de los sistemas Sur y Norte, y su ampliación ampliara las posibilidades y flexibilidad de abastecimiento, lo cual permitirá orientar un mayor volumen de gas al mercado conjunto atendido por TGN y TGS en el GBA en forma individual o conjunta. Por otra parte consolidara el abastecimiento para la generación eléctrica, y en lo que hace al abastecimiento del mercado regional consolidara y dará confiabilidad al negocio de exportación hacia Uruguay y Brasil, y eventualmente Paraguay.

Este conjunto de obras pretende además usufructuar la capacidad de transporte en la conexión Neuquén-Cuyo, así como la posibilidad de incrementar exportaciones hacia Chile por el gasoducto Gas Andes.La expansión de gasoducto Centro Oeste incrementará la capacidad de transporte en 5 millones de m3/día, permitiendo incrementar los saldos exportables, a la demanda estacional de Cuyo o llegar con mayor caudal a San Jerónimo en el Litoral.Otra de las obras importantes es la reversión del gasoducto Norte que tiene un flujo norte-sur, pero que debido las declinantes producciones de gas de Bolivia, y del yacimiento Norte, se transformara en sur-norte de forma tal de atender con gas de la Cuenca Neuquina a los consumos ubicados en el NOA.

Otro de los objetivos enunciados con este conjunto de obras es el de ampliar la capacidad de la red provincial de Entre Ríos, a fin de satisfacer el incremento de su demanda.

Las obras prevén la construcción de un loop en el gasoducto existente y la instalación de un equipo compresor de gran potencia en Aldea Brasilera, el cual incrementara el nivelde presión y caudal de la red existente permitiendo en un futuro, el incremento de la exportación de gas a Brasil.

Indudablemente el conjunto de obras es por demás ambicioso que de concretarse significara una transformación fundamental en la infraestructura energética del país con la incorporación de amplios sectores a la demanda. No obstante ello existen con conjunto de incógnitas y requerimientos centrados en la viabilidad de su financiación y la estructura tarifaria, la cual deberá apuntar a lo que hemos planteado siempre. Es decir para que la energía cumpla el objetivo de motor del desarrollo productivo y factor central del bienestar de nuestra sociedad, debe ser abundante y barata, además de confiable en lo que a su abastecimiento, para lo cual se requiere que se transforme en una política de Estado, con amplio consenso y permanencia en el tiempo.

En lo atinente al marco de referencia, lo cual debe ser tenido en cuenta, debemos entender que estamos viviendo un proceso de transición hacia otro tipo de matriz energética, con un gradual abandono de los fósiles.

El sistema financiero no está dispuesto a financiar las consecuencias del desastre climático. En el futuro, y no muy lejano la fusión nuclear y la fisión nuclear tradicional ocuparan la centralidad en el abastecimiento energético. Es decir el hidrogeno y la energía nuclear en base al uranio y el torio, entre otras fuentes, sumadas a las energías renovables de diverso tipo serán la base de la matriz energética. La oferta energética seguirá siendo capital intensiva razón por la cual seguirá concentrada en pocos actores con base tecnológica.

Se incrementara en determinados segmentos la generación distribuida en un porcentaje superior al presente, pero siempre en un porcentaje menor en relación a los actores centrales. El cambio climático acelero los tiempos. Mecanismos financieros como los bonos de carbono y la cotización del agua en las bolsas de valores contribuirán a este proceso. Para finalizar decimos que no solo lo permanente es el cambio, a lo que podemos agregar que el futuro yace entre nosotros hoy. Los cambios que se avecinan superan la imaginación de, no solo las mayorías, sino de muchos de los decisores en la periferia. La demora en la concreción de las obras aquí presentadas y los montos involucrados son un claro ejemplo. Es por ello que la ventana (en términos históricos) para el aprovechamiento de nuestros recursos es cada vez más pequeña.

(1)https://www.lanacion.com.ar/economia/deficit-aun-con-aumentos-de-tarifas-superiores-a-la-inflacion-los-subsidios-subirian-en-2022-nid05122021/
(2)https://www.telam.com.ar/notas/202111/576246-gasoducto-inversiones.html


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