Desde que se reanudaron las importaciones de gas natural argentino a Chile, durante el cuarto trimestre del 2018, después de casi una década de haber estado restringidas, tenemos algunos datos a la vista que puede ser interesante de analizar para intentar esbozar cómo podría seguir evolucionando a futuro.

Chile tiene la posibilidad de importar gas desde Argentina en la región de Antofagasta, a través de los gasoductos Norandino y Gas Atacama; en la zona Central, a través del gasoducto GasAndes; en la Región del Biobío, a través del gasoducto Gas Pacífico; y en la Región de Magallanes, en la cual hay cuatro gasoductos.

La importación de gas natural argentino en la Región de Magallanes tiene como destino principal la empresa Methanex, productora de metanol y, en muy menor medida, las redes de distribución de gas de GASCO. Si bien en esta zona hay cuatro gasoductos, aparentemente estarían operativos solo dos, el de Emprendimientos de Gas del Sur (EGS), conectado al gasoducto Troncal General San Martín de TGS, y el de YPF, también conectado a la red de transporte de gas de Argentina. Debido a que las restricciones de suministro a Methanex poco tuvieron que ver con reales restricciones de producción, la importación en esta zona fue la primera en reanudarse a fines de septiembre 2018, y rápidamente se estabilizó en un promedio de 1,5 MMm3/día (millones de metros cúbicos por día), alcanzando un promedio de 2,6 MMm3/día.

No obstante la importación del gas natural en la Región de Antofagasta se podría realizar por dos gasoductos, Gas Atacama y Norandino, sólo este último está conectado a la red de gasoductos argentinos.

Si bien, las inversiones para conectar el gasoducto Gas Atacama a la red argentina puedan no ser relevantes, al parecer, al menos, por ahora, no hay modelo de negocio que las solvente, principalmente porque la disponibilidad de gas en la zona norte de Argentina ha ido cayendo, y nada parece indicar que nuevas inversiones sean capaces de revertir esta tendencia. Cabe indicar que la disponibilidad de gas en esa área geográfica del país trasandino está sujeta a la disponibilidad de gas de Bolivia, el que, por de pronto, no parece disponible para Chile, sin contar con que los precios a los que el país altiplánico los vende a Argentina, tampoco parecen atractivos para nuestro país. De este modo,  el gas para el gasoducto Norandino debe venir desde Neuquén, pagando el cargo regulado por el transporte en territorio argentino. Esto, sumado a los cuellos de botella físicos en la red trasandina de transporte de gas, ha hecho que las importaciones por Norandino en esta nueva etapa sean escasísimas. Es así que el único permiso de exportación de gas por este gasoducto venció a fines de abril de 2019, y sólo implicó un intercambio de 7,7 MMm3 durante algunos días de marzo y abril.

Por su parte, la importación de gas natural en la Región de Biobío tiene un destino principalmente industrial, aunque de transformarse en un suministro firme, podría desatar inversiones en centrales térmicas nuevas o en conversión y expansión de centrales existentes que podrían operar a gas natural. El hecho de que el gasoducto Gas Pacífico no esté conectado a la red de transporte de gas natural argentino  le juega a favor, ya que lo independiza del uso y saturación de dicha red, y aprovecha plenamente su conexión directa a los abundantes yacimientos de gas en la cuenca neuquina que incluye los campos de Vaca Muerta. Esto hace pensar que esta importación es una de las que tiene mayores posibilidades de pasar a ser un suministro en firme. El gasoducto Gas Pacífico comenzó a traer nuevamente el suministro de este hidrocarburo a mediados de noviembre 2018, fecha desde la cual, y hasta el 31 de mayo de 2019, totalizaba 71 MMm3 transportados. En abril tuvo un promedio de 721 Dam3 por día, en tanto que durante mayo 2019 trajo un promedio diario de 222 Dam3.

En la región de Biobío hubo dos permisos de exportación que cubrieron el periodo noviembre 2018 a abril 2019, y ahora hay dos permisos de exportación adicionales aprobados y que cubren de mayo a abril 2020, por un total de 4,1 MM3/día, lo que claramente es excesivo para la demanda actual de esa zona. Ambos contratos tienen precios diferenciados para el periodo estival (octubre – abril), para los meses de invierno “suave” (mayo y septiembre), y para el periodo de invierno “profundo” (junio a agosto). Uno de estos contratos tiene precios que fluctúan entre de 3.8 y 5,7 dólares por millón de BTU, dependiendo del período del año.

Finalmente, está el suministro de gas en la zona Central, el cual se realiza vía GasAndes, y que tiene por destino principal tres complejos generadores en configuración de Ciclo Combinado (San Isidro, Nehuenco y Nueva Renca) y dos distribuidoras (Metrogas en la Región Metropolitana y GasValpo en la Región de Valparaíso).

Desde que el 1° de noviembre de 2018, y hasta el 31 de mayo de 2019, se ha importado un total de 666 MMm3, lo que da un promedio diario de 3,1 MMm3. El promedio diario de abril 2019 fue de 4,5 MMm3, en tanto que el de mayo fue de 3,2 MMm3. Para hacerse una idea de lo que significa esta cantidad de gas, si se lo valora a US$5,5 /MMBTU, unos US$200 /Dam3, puesto en el punto de consumo, este suministro equivale a un valor de US$135 millones en los 7 meses que van de noviembre 2018 a mayo 2019. Si se lo compara con el GNL a US$8,5/MMBTU, ha significado un ahorro del orden de US$10 millones por mes.

Y esto parece ser recién el comienzo. Durante el mes de mayo 2019, la Secretaría de Energía de Argentina aprobó otro permiso de exportación con destino a la comercializadora AGESA, destino principal de Metrogas y Nueva Renca. Adicionalmente, los productores argentinos han presentado cuatro permisos de exportación adicionales que están a la espera de ser aprobados, por un total de 6,74 MMm3/día, con destino a las principales centrales generadoras, AGESA y ENAP. La última solicitud presentada, que tiene por destino ENAP, incluye una vigencia del permiso de exportación hasta abril del 2021, mientras los otros, tendrían vigencia hasta abril del 2020. Los precios estipulados son diferenciados para las temporadas estival e invernal, y algunos dividen la temporada invernal en dos (invierno “suave” e invierno “profundo”).

Es interesante notar que algunos productores argentinos están comenzando a ofertar precios netos de derechos de exportación y netos de costos de transporte en territorio argentino, es decir, precios en frontera y no en boca de pozo.

Con la situación expuesta, en que Chile importó diariamente desde Argentina para la zona Central, a través del gasoducto GasAndes, 4,5 y 3,2 MMm3 en abril y mayo respectivamente, con precios tendientes a US$ 3,5/MMBTU en frontera en época estival, es previsible tener mayores importaciones de gas natural argentino con destino a centrales eléctricas de ciclo combinado (sin incluir distribuidoras de gas), con promedios diarios de 5 MMm3/día, con un rango que podría fluctuar entre 3,3 y 6,5 MMm3/día, lo que permitiría la operación promedio del orden de 1.000 MW de centrales de ciclo combinado. Es una cantidad importante, por ejemplo, si se la compara con los 1.074 MW de centrales a carbón que están pasando en los próximos cinco años al nuevo estado denominado “Estado Operativo de Reserva Estratégica” (ERE) definido en el Plan de Descarbonización acordado en junio de este año, entre el Gobierno y algunos generadores. Si se considera que el precio al cual estas centrales a gas operarían es menor que el precio de las centrales a carbón, implica que, sin necesidad de este plan, las centrales a carbón serían desplazadas de todas maneras, y sin que se les deba pagar a las centrales a carbón por su permanencia en estado de reserva. Esto sugiere que, tal vez, Chile debiera apoyar esta sustitución de carbón por gas con una política fiscal adecuada.

Parece existir consenso en Argentina de que cualquiera sea el resultado de las elecciones de octubre de 2019 ― sin desconocer la incertidumbre que provocan ― el gobierno electo seguirá tratando de explotar la riqueza de Vaca Muerta.

Entre las opciones se cuentan exportar el gas de esta localidad a Brasil, transportarlo a Bahía Blanca, ya sea para una industria petroquímica o para una terminal de exportación de GNL, ambos a desarrollar, o llevarlo a los grandes centros de consumo como Buenos Aires, para lo cual se deben construir importantes gasoductos. Por otro lado, la exportación como GNL hacia el mercado del Pacífico, en particular China, pareciera algo lejana, pues, además de construir una terminal de licuefacción en Chile, tiene que competir con Australia y con los Estados Unidos, ambos con importantes reservas y ciertas ventajas por sobre Argentina, como localización, productividad y tecnología.

En definitiva, el destino más cercano de la abundancia de gas de Vaca Muerta es Chile: existe la voluntad política de ambos gobiernos, y está construida la infraestructura de gasoductos, salvo algunas restricciones de la red argentina en el camino a GasAndes, y mayores restricciones camino a Norandino. En otras palabras, Vaca Muerta carece, en apariencia, de otros mercados distintos a Chile, en el corto y mediano plazo. La buena noticia para nuestro país es que el gas de Argentina está significando una reducción barata de emisiones de gases locales y de CO2.

Osvaldo Ledezma

Consultor asociado BdE.

osvaldo.ledezma@brevesdeenergía.com

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