El error de diseño de la subasta para el gas de invierno y la necesidad de un cambio estructural

Escribe Dr. Ing. Raul Bertero (*)

Introducción

El 5 de diciembre de 2020, un titular del diario La Nación decía “Revés para el Gobierno: no logró abastecer la demanda de invierno de gas”. En la nota explicaba que “la Secretaría de Energía diseñó el Plan Gas de forma tal de ofertar 70 millones de metros cúbicos por día (m3/d) durante todo el año y un adicional de por lo menos 15 millones de m3/d para los meses más fríos. Sin embargo, recibió ofertas de 16 petroleras por 67,9 millones de m3/d y apenas 3,6 millones de m3/d adicionales para el invierno, proveniente de tres empresas (Tecpetrol, Pampa Energía y Total Austral)”.

Por su parte, el periodista Nicolás Gandini, en un artículo publicado dos días antes expresaba “lo que sí fue más llamativo fue el pequeño nivel de propuestas para inyectar gas adicional durante los meses de invierno. El pliego contemplaba un precio más caro (el precio base por 1,3 veces) para esa oferta. Pero las propuestas registradas hoy fueron exiguas. Sumaron, en conjunto, 3,6 MMm3/día de gas. Tecpetrol ofreció 2 millones, Petrolera Pampa, uno; y la francesa Total, 600.000 m3/día.”

En mi opinión, los buenos resultados obtenidos para la demanda firme anual y, por el contrario, la escasa respuesta para la demanda invernal son consecuencia directa del mercado relevante seleccionado para la realización de la subasta. Mientras que la competencia gas-gas con contratos plurianuales es realista para la demanda firme anual, no lo es para el caso de la demanda en los meses invernales.

El autor de este artículo ya había mencionado este problema en ocasión de la subasta realizada por el gobierno anterior en el Mercado Electrónico de Gas S.A. (MEGSA) en febrero de 2019. En dicha subasta se solicitaba un escalón en el período invernal con un volumen igual a 2.5 veces el volumen anual (ver Figura 1). El precio promedio obtenido en esa subasta fue de 4.62 USD/MMBTU con un volumen anual de 14.3 MMm3/d y unos 35.7 MMm3/d en el período invernal. Como ya mencionara en esa oportunidad, el requerimiento de una oferta conjunta para ambos periodos fue una de las razones de la obtención de precios significativamente más elevados que los que se obtenían en ese momento para el mercado eléctrico (nótese, por otra parte, que el volumen máximo ofrecido en esa oportunidad fue la mitad del ofrecido en la subasta de este año 2020).

El error conceptual en el diseño de la subasta para el gas de invierno

Desde la perspectiva enunciada, el problema fundamental de ambas subastas (febrero 2019 y diciembre 2020) reside en que los mercados relevantes, la dinámica en competencia y la infraestructura disponible son completamente diferentes para la demanda base uniforme total que para la demanda del período invernal.

En la Figura 2 se puede ver (en azul) la demanda de gas natural Residencial-Comercial-GNC (R+P+GNC), industrial y para generación promedio diaria de cada mes de 2019 si el gas hubiera estado disponible para su consumo (se incluye el gas combustible asignado a cada tipo de usuario). Se muestra también (en amarillo) el abastecimiento de gas natural del año 2019 (108 MMm3/d promedio diario mensual de producción nacional inyectado al sistema con un máximo en julio de 121 MMm3/d). A estos valores se le suman el gas importado de Bolivia de unos 14 MMm3/d promedio anual con un máximo en julio de 19 MMm3/d.

Como se puede observar en la Figura 2, el mercado de gas natural por redes consiste en una demanda plana de unos 120 MMm3/d que incluye las demandas residencial, comercial, GNC, industrial y para generación eléctrica (esta última excluyendo parte de su demanda potencial entre mayo y septiembre).

Por el contrario, la demanda invernal adicional de unos 40 MMm3/d promedio mensual máxima en forma de cúpula corresponde a un mercado diferente, donde los generadores compiten por el gas natural invernal que pudiere llegar por los gasoductos, el GNL, el fuel oil y el gas oil, así como también las eventuales restricciones al consumo industrial.

Resulta determinante para asegurar el mínimo precio para los usuarios compatible con la seguridad de abastecimiento que ambos mercados sean negociados por separado, ya que resulta evidente que tendrán precios marginales muy diferentes.

Por otro lado, es importante tener en cuenta quién dispone de la capacidad de transporte firme del sistema. Como se puede ver en la Figura 3, las distribuidoras compran para sus usuarios (es decir que los usuarios residenciales y comerciales pagan por esa capacidad de transporte) 92 MMm3/d (casi el 70% de la capacidad firme de transporte del sistema). Por su parte, los industriales y comercializadores compran capacidad por 23 MMm3/d y los generadores por 18 MMm3/d, completando los 133 MMm3/d de capacidad firme del sistema de transporte.

Esto implica que la demanda plana de unos 120 MMm3/d, la capacidad de inyección actual de la producción nacional más Bolivia (Figura 2) y la capacidad de transporte firme del sistema coinciden aproximadamente con el volumen del mercado de gas natural plano que indicamos anteriormente en la Figura 2.

Del análisis precedente surgen tres conclusiones importantes en relación con el mercado de gas en boca de pozo. El sistema óptimo se basa en: a) un mercado de contratos de gas en boca de pozo plano de varios años de duración con las distribuidoras y usuarios industriales, dando certeza a los productores de una inyección constante que permita financiar las inversiones necesarias con mínimo costo para los usuarios; b) permitir a las distribuidoras participar en el mercado secundario de gas y transporte compitiendo con las ventas a los generadores fuera del período invernal; y c) separar este mercado plano de las distribuidoras e industriales del mercado invernal donde los generadores compiten por el gas que puede llegar por gasoductos, el GNL, el fuel oil y el gasoil.

Distintos períodos de abastecimiento invernal en el sistema argentino

A los efectos de extraer algunas enseñanzas para plantear un cambio estructural en el sistema de formación de precios para el gas natural de invierno, la Figura 4 muestra el abastecimiento de la demanda en el período que va entre los años 1993 y 2020. Se observa en la figura que se pueden distinguir cuatro períodos con características marcadamente diferentes como se describe a continuación.

La Figura 4 muestra de arriba hacia abajo los siguientes gráficos:

a) Los caudales promedio mensuales de gas natural inyectados en el sistema argentino incluyendo el GNL y los gasoductos propios de las distribuidoras,

b) los caudales promedio mensuales de gas natural inyectados en los gasoductos troncales,

c) la inyección promedio mensual de GNL y

d) los combustibles utilizados para generación térmica (datos disponibles desde 1998 en adelante).

• Período 1993-2004

Este período se caracteriza por el abastecimiento de la demanda invernal mediante gas natural con fuertes fluctuaciones estacionales en los gasoductos provenientes de Neuquén (30 MMm3/d de diferencia verano-invierno, ver Figura 4 b). En esos años el país contaba con gas natural convencional barato y abundante, y los gasoductos mencionados trabajaban con un factor de carga relativamente bajo.

La capacidad ociosa de los gasoductos era pagada por la demanda residencial y comercial a través del factor de carga igual a 0.35 establecido en la Licencia en el momento de la privatización y no modificado hasta hoy. En este período la capacidad de transporte prácticamente se duplicó “a tarifa”. Esto significa que la tarifa era suficientemente alta para que el aumento de los caudales de gas transportado fuera suficiente para pagar los créditos que tomaba la transportista para realizar las expansiones necesarias. La abundancia de gas natural y sus bajos costos de producción hacía que los productores inyectaran el gas de invierno con muy poca diferencia en el precio boca de pozo entre invierno-verano.

• Período 2004-2011

El año 2004 dio inicio a la crisis de abastecimiento de gas natural. Esto se ve reflejado claramente en la inyección declinante de gas natural en Neuquén, como se puede apreciar en la Figura 4 b). También las fluctuaciones en la inyección de gas natural invierno-verano disminuyeron hasta prácticamente desaparecer en el año 2011. Los picos de consumo invernal fueron cubiertos cortando el abastecimiento a las centrales térmicas, que pasaron a consumir fuel oil y gas oil con picos invernales equivalentes a 30 MMm3/d, como se puede apreciar en la Figura 4 d). Esto significó costos de importación de combustibles líquidos muy elevados, que fueron pagados por el Estado Nacional.

• Período 2011-2019

Este período se caracteriza por la consolidación de la utilización de los barcos de regasificación de GNL en Bahía Blanca y Escobar aportando inyecciones invernales de 30 MMm3/d de gas natural regasificado al sistema cerca del centro de demanda en Buenos Aires. El abastecimiento de la demanda invernal se completaba con la utilización de fuel oil y fundamentalmente gas oil, con volúmenes muy significativos. El primer Plan Gas para incrementar la producción empezó a dar resultados y la inyección de gas natural en Neuquén comenzó a crecer sostenidamente, recuperando a fines de 2018 los volúmenes del año 2004. La inyección de gas natural de Neuquén no tuvo prácticamente estacionalidad durante este período.  

• Período 2019-2020

En el año 2019 el abastecimiento de la demanda invernal adicional se cubrió con 20 MMm3/d de GNL, unos 15 MMm3/d de aumento estacional de la producción de gas natural y unos 5 MMm3/d de gas oil. La inyección de gas natural al sistema alcanzó su máximo histórico impulsado por precios elevados de gas natural mayoritariamente subsidiados por el Estado mediante una nueva versión del Plan Gas.

Como se puede apreciar del análisis precedente, existen varias combinaciones posibles de abastecimiento de la demanda adicional de invierno. La existencia de combustibles alternativos en las centrales térmicas, la aparición del GNL y la posibilidad de plantear un despacho eléctrico coordinado con la utilización de reservas hídricas en el invierno que pueden ser devueltas con generación térmica en el verano son elementos que pueden combinarse para obtener el abastecimiento más económico para el sistema. Es importante notar que el actor que está en condiciones de optimizar su abastecimiento y dispone de los combustibles alternativos es el sector eléctrico.

Un mercado competitivo, donde todos estos elementos se combinen generando un precio spot para el gas de invierno, sería capaz de construir ese abastecimiento optimizado, que podría incluir también un mercado de cortes donde los usuarios industriales podrían planificar el mantenimiento de sus instalaciones en semanas específicas del período invernal ofreciendo su gas firme al mercado a precios convenientes. La diferencia de precio verano-invierno motoriza también inversiones en gasoductos y, sobre todo, en almacenamientos tan necesarios para el sistema argentino de gas natural.

Por otro lado, es fundamental establecer regulaciones estables, transparentes y con un sistema de incentivos que permita que los agentes económicos tomen el riesgo de sus inversiones en un mundo en el que los precios de la energía son y seguirán siendo motivo de un continuo cambio. Esto se puede apreciar con claridad en la Figura 5, donde se muestra en USD/MMBTU la evolución de los precios del gas oil, el fuel oil, el precio del petróleo WTI, el precio del GNL en el mercado del Atlántico y el precio interno del gas natural de Estados Unidos (Henry Hub) para el período 1993-2019.

Las diferencias de precios entre los distintos combustibles pueden alterar el abastecimiento óptimo cada año y por eso debe dotarse de flexibilidad al sistema regulatorio, tarifario y de formación de precios para adaptarse a los permanentes cambios.

No puede dejar de considerarse también la enorme ventaja que significa para un país contar con gas natural abundante y de bajo precio. Esto pudo observarse en Estados Unidos, donde la producción a gran escala del shale gas le permitió pasar de precios de país importador de GNL (hasta el año 2004) a exportador, con una enorme disminución del precio interno de gas natural (ver Figura 5). Esto produjo a su vez una mejora competitiva muy significativa en las industrias con una componente importante de costo energético como la petroquímica, fertilizantes y aluminio, que condujeron al retorno de plantas industriales que habían emigrado hacia otros países en busca de gas natural más económico.

Fluctuaciones diarias de la demanda invernal

Los cambios estructurales que es necesario implementar en el esquema de formación de precios del gas natural de invierno deben considerar no solo la variación mensual de la oferta y demanda, sino contemplar también la evolución diaria de la oferta y demanda en el período invernal.

Para ello se muestra en la Figura 6 la variación diaria de la inyección en gasoductos en 1997, año en el que, como vimos anteriormente, no había restricciones de oferta de gas nacional y la estacionalidad se cubría con un aumento de la inyección de gas natural en invierno. Por su parte, en la Figura 7 se muestra la variación diaria de la inyección de GNL en el año 2019. En ambas figuras las líneas verticales indican un intervalo de tiempo semanal.

Como se puede ver tanto en la Figura 6 como en la Figura 7, el invierno en Argentina no presenta una demanda uniforme, sino que comprende considerables variaciones que pueden contemplarse razonablemente con una agregación semanal. Tanto en el inverno de 1997 como en el de 2019 existieron semanas en pleno invierno con disminuciones de los caudales inyectados de más de 20 MMm3/d de promedio semanal.

Lo anterior indicaría que las subastas con contratos spot semanales serían una buena opción para hacer competir en forma óptima el gas invernal inyectado por los productores, el GNL y los sobrantes de gas natural comprados en firme por las distribuidoras o por usuarios industriales que pudieren sustituir con ventaja por otros combustibles o acomodar el período de mantenimiento de sus instalaciones. En las semanas con mayores costos de abastecimiento, CAMMESA podría también despachar reservas hidráulicas o importar energía eléctrica que podría recuperarse con generación térmica fuera del período invernal.

 

Cambios estructurales requeridos para un abastecimiento optimizado

El sistema regulatorio de precios y tarifas de gas natural debe permitir la recreación de mecanismos y la inversión en infraestructura que aseguren el mínimo precio para los usuarios compatible con la seguridad de abastecimiento. Para ello deberían considerarse los siguientes principios:

• El abastecimiento de gas natural no debe verse solo como inyección de gas en boca de pozo, sino que debe considerarse junto con el total de la infraestructura de abastecimiento, fundamentalmente los gasoductos, la regasificación y los almacenamientos subterráneos.

• Un sistema argentino de abastecimiento más eficiente implica la consideración conjunta de la demanda residencial y la demanda para generación eléctrica, ya que en una red sin almacenamientos significativos es esencial en el período invernal la posibilidad de conversión a combustibles líquidos de una parte menor de la generación térmica, así como la posibilidad de optimización conjunta inter-estacional, disminuyendo embalses en el invierno que pueden recuperase con generación térmica adicional en el verano.

• La diferencia en el precio de los combustibles para generación térmica invierno-verano es esencial para la generación genuina de infraestructura en forma de almacenamientos subterráneos, regasificación o gasoductos con factores de carga menores a uno.

• El mercado de combustibles es un mercado mundial y por lo tanto es inevitable la utilización del dólar como referencia. Por otro lado, en países con recursos de gas natural abundantes, tal como ocurre en Estados Unidos y también está sucediendo en Argentina, la competencia gas-gas permite obtener precios internos de gas natural muy bajos. Esta es una enorme ventaja competitiva para la tan necesaria re-industrialización y modernización tecnológica de nuestro país.

• Cualquier situación que afecte las posibilidades de acceder al servicio de gas natural o electricidad de usuarios de menores recursos debe ser atendida mediante subsidios a la demanda y no a la oferta.

• La coexistencia de exportaciones en firme a Chile, aún en el invierno, con la importación estacional de GNL no debe verse como una contradicción, ya que la situación de la infraestructura hace que esa opción de abastecimiento para Buenos Aires siga siendo más económica. Al mismo tiempo, los abundantes recursos de shale gas de Vaca Muerta no plantean un problema de preservación de las reservas para el mercado interno como en el pasado sino, por el contrario, requieren una mayor escala de producción que solo la exportación puede proporcionar.

• Los productores pueden ofrecer los mejores precios al mercado cuando pueden materializar contratos firmes de largo plazo y altos valores de “take or pay”, ya que esto permite la recuperación de la inversión en el menor plazo posible con un respaldo contractual.

• El volumen máximo posible de contratos de gas en esas condiciones está dado por la capacidad firme de transporte contratada.

• Teniendo en cuenta los niveles de demanda actuales, debería buscarse la contractualización en carácter firme plurianual de un mercado primario de aproximadamente 100 MMm3/d para distribuidoras y usuarios industriales.

• Para el resto de la demanda se debería crear un mercado spot semanal, donde la generación térmica obtendría el mejor precio de abastecimiento en un sistema donde competirían la reventa de gas y transporte, el gas adicional de invierno que pudiere llegar por gasoductos, el GNL y los combustibles líquidos.

• En relación con las tarifas de transporte y distribución, la próxima Revisión Tarifaria Integral debería incluir los cambios estructurales que se produjeron en el sistema argentino de gas natural en los últimos 20 años (ninguno de ellos fue considerado en la RTI del año 2016). En particular, debería determinarse el factor de carga de los usuarios residenciales y comerciales en cuanto a utilización y recuperación del transporte firme, la existencia de gasoductos bidireccionales, nuevas rutas y tarifas de transporte con puntos de inyección para el GNL y el sistema de incentivos y la forma en que la demanda residencial y comercial recuperaría parte de los beneficios de la reventa de gas y transporte realizado por las distribuidoras.

Hasta la crisis de abastecimiento del año 2004, las distribuidoras vendían gas y transporte firme a los usuarios industriales, y gas y transporte interrumpible a los generadores. De acuerdo con el Decreto N^o 2731 del 29 de diciembre de 1993, las distribuidoras debían tener contratado el 80% de su suministro de gas natural con contratos de largo plazo (contratos de más de 6 meses de duración según lo definido en el decreto).

Es decir que el sistema argentino de gas natural funcionó de acuerdo con un esquema comercial parecido al que aquí se propone (y en condiciones aún más difíciles, ya que el GNL no era un recurso disponible) hasta que la secuela de la crisis de 2001 en términos de retrasos tarifarios, congelamiento y segmentación de precios de gas y el consiguiente faltante de producción de gas nacional obligaron a cambiar las reglas para adaptarse a una situación no prevista de faltante de gas natural.

En mi opinión, el sistema energético argentino podría mejorar sustancialmente el funcionamiento que tenía antes de la crisis del 2004, en la medida en que se busque coordinar los despachos de gas y electricidad, desarrollar la producción de gas natural, incrementar el sistema de gasoductos, continuar utilizando la regasificación de GNL y permitir que la diferencia de precios entre invierno y verano surgida de la competencia entre todas las formas de abastecimiento impulse el desarrollo de almacenamientos subterráneos, la infraestructura de regasificación y la expansión de la red de gasoductos troncales.

En ese sistema la utilización de combustibles líquidos para generación térmica debería ser una eventualidad que ocurriría en circunstancias excepcionales, obteniéndose una matriz de generación ambientalmente más limpia y una industria de gas natural con bajos precios, flexible y confiable, en donde la optimización del menú de alternativas de abastecimiento sea conducida por la imaginación, la creatividad y la innovación tecnológica de los agentes económicos.

(*) Presidente del CEARE – UBA, Vicedecano – Facultad de Ingeniería – UBA, Miembro de la Academia Nacional de Ingeniería