Argentina desembolsaría unos U$S 6.200 millones en importaciones de energía en el 2023  

En el marco de le negociaciones entre el Ministerio de Economía y el FMI para cambiar la meta de reservas aparece un elemento determinante en el objetivo que tiene el Gobierno Nacional en la acumulación de divisas: el costo que tendrá que pagar el Estado este año para el abastecimiento de energía en los meses de mayor demanda.

Según las estimaciones de la consultora LCG, Argentina importó más de U$S 12.500 en energía durante 2022, y este año ese número podría recortarse en no más de U$S 6.200 millones.

Se entiende que la construcción del gasoducto Presidente Néstor Kirchner es la clave para morigerar el déficit comercial en materia energética.

La importación necesaria dependerá de la capacidad de transporte que tenga el gasoducto que el Gobierno proyecta inaugurar entre junio y julio de este año. Su puesta en marcha implicaría un ahorro de más de U$S 2500 millones y la inyección de 11 millones de m3 diarios adicionales.

Otro de los temas inciertos es la compra del gas boliviano. Según el acuerdo original de 2010 a 2026 Bolivia debía suministrar a la Argentina 27,7 millones de metros cúbicos por día, pero sucesivas adendas fueron achicando la cifra que hoy rondaría entre los 7 y lss 10 millones de metros cúbicos diarios.

Desde la consultora que dirige Martín Lousteau consideraron que si el gasoducto está finalizado a mediados de año, permitirá reducir la cantidad de GNL demandada por importaciones. Además, una mayor oferta y la baja de precios respecto al pico generado con el estallido de la guerra entre Rusia y Ucrania redundará en un menor costo de las importaciones energéticas y que la proyección de un menor nivel de actividad en 2023 tendrá como correlato una menor demanda de energía”.

Un informe del Centro de Economía Política Argentina (CEPA) señaló que “con la inyección de la primera etapa se dejará de importar gas en los meses de verano y se sustituirá alrededor de un tercio de las importaciones realizadas en invierno a un precio sensiblemente más bajo. Con la finalización del 2° tramo se podría dejar de importar gas".

Para este año Enarsa ya licitó la adquisición de 30 barcos de GNL  que arribarán entre marzo y agosto, con la novedad del pago por adelantado. La cotización internacional del GNL se desplomó de una manera significativa y esto, según algunos analista, crea una oportunidad para Argentina.

La recuperación de la demanda global en la pospandemia, en conjunto con la guerra desatada en Ucrania, supusieron una elevada recomposición del precio internacional del GNL. En los primeros siete meses de 2022 el valor del GNL promedió los 35 USD/MMBTU, un 116% más que en 2021.

El 4 de noviembre, el gas cotizaba a unos US$36 por millón de BTU. A fines de enero en cambio, el valor spot de GNL para marzo rondaba los 19 US$/MMBTU) y la proyección para junio de 2023 desciende a menos de US$18.

En opinión de los especialistas, la caída del precio del GNL está dado por la presencia de una mercado internacional muy stockeado y porque no hubo bajas temperaturas en el hemisferio norte.

En el último informe "Exportar GNL: un marco regulatorio para el futuro", realizado por Nicolás Arceo, Daniel González y Guido Zack, queda claro que la guerra entre Rusia y Ucrania abrió una ventana de oportunidad para Argentina que tiene la posibilidad de monetizar sus reservas de gas natural con Vaca Muerta a la cabeza.

Según los especialistas de Fundar e IDEA, se necesita un nivel de inversiones nunca antes visto en la Argentina. Solo para la planta de licuefacción y en las instalaciones asociadas se requieren alrededor de U$S 15.000 millones de dólares, sin considerar las inversiones requeridas en el desarrollo del upstream y midstream.

"El volumen de los recursos gasíferos de Vaca Muerta, por otra parte, permitiría garantizar el abastecimiento pleno de la demanda local (segmento residencial, comercial, industrial y usinas) a precios razonables y sin cortes", agregaron.

No obstante, advirtieron que "hacer realidad estos proyectos requiere una política de Estado que se plasme en una ley específica que sea votada por amplia mayoría. Es necesario un marco regulatorio para el GNL que defina con claridad los requisitos para desarrollar la producción y exportación de este recurso. Esta política debe garantizar tanto el abastecimiento de la demanda local como el de las terminales licuefactoras".

En simultáneo con el debate de la ley de GNL, el informe de Fundar e IDEA, señaló que se requiere avanzar en una contractualización de largo plazo de la demanda local a fin de incentivar un aumento de la producción y la construcción de la infraestructura de transporte y tratamiento requerida para su abastecimiento.

"Asimismo, el desarrollo masivo del gas natural permitiría su industrialización en la petroquímica, incluyendo fertilizantes y metanol, discusión que también debería darse en paralelo a la de GNL porque afecta la decisión de inversión en usptream y midstream ya que comparten infraestructura", explicaron.

La concreción de proyectos de esta envergadura podría demorar entre 5 y 10 años, desde el momento que están dadas las condiciones. Por ello, los expertos consideraron prioritario que se establezca el marco que permita visualizar la primera exportación de GNL para 2027-2028.

"Si suponemos que se desarrolla el 50% de los recursos gasíferos de Vaca Muerta durante las próximas tres décadas, eso implicaría un nivel de producción en torno a los 400 MMm3/d y excedentes de exportación de, al menos, 200 MMm3/d. La comercialización de dichos excedentes en el mercado mundial supondría un ingreso de divisas por aproximadamente USD 27.000 millones anuales, considerando un precio del GNL muy inferior al que se registra actualmente", puntualizaron.

Esto representa más de la tercera parte de las exportaciones totales de bienes del país de 2021, es similar a las ventas externas de todo el complejo oleaginoso del mismo año, el doble de las del complejo cerealero, casi cuatro veces las del sector automotriz y cinco veces las del complejo petrolero y petroquímico.