GNL: Lanzaron la licitación para que importe un privado, ¿pero qué pasa con Vaca Muerta?

Enarsa abrió un tender de más de 70 páginas para delegar en un privado la compra y comercialización del gas natural licuado (GNL) para abastecer el pico de demanda del invierno, y para que, por primera vez (desde 2008) no sea el Estado el que centralice la importación.

Pero se dará en un contexto internacional y una incertidumbre tarifaria que suman riesgo a una operación clave para este invierno, y mientras Vaca Muerta no para de romper récords... ¿cómo se explica esto?

La empresa estatal de energía que preside Tristán Zocas, un directivo que responde a Santiago Caputo, envió el lunes por la noche el pliego licitatorio con el que el Gobierno busca adjudicar a una empresa privada la compra de los cargamentos que requiera el sistema, regasificarlos en Escobar y revender el fluido a los distintos segmentos del mercado: distribuidoras que abastecen la demanda prioritaria (residencial), generadores eléctricos, y grandes usuarios industriales que necesitan gas importado para sostener la actividad fabril.

Según publicó el sitio especializado 'EconoJournal', el pliego establece que las ofertas deberán presentarse el 6 de abril y que Enarsa se tomará hasta el 21 del mismo mes para adjudicar.

En el sector privado generó cierta incomodidad el plazo, ya que el criterio de selección será económico: los oferentes deberán proponer un precio único de GNL que trasladarán a los compradores locales.

¿Y Vaca Muerta?

Gracias a Vaca Muerta, la producción de petróleo y gas fue récord en 2024.

Al resto, lo que nos genera incomodidad, o al menos dudas, es ¿por qué siguen las importaciones de gas en medio del boom de Vaca Muerta, la segunda reserva de gas natural más grande del mundo y la cuarta de petróleo, que viene prometiendo una producción abundante de ambos hidrocarburos, que permitiría lograr el autoabastecimiento y exportaciones? ¿Por qué es más barato importar gas para cubrir los picos de demanda? ¿Cómo se explica esto?

Pues, claramente, el problema no es una baja producción local, sino la ausencia de la infraestructura indispensable para transportar el gas desde los yacimientos, predominantemente en Vaca Muerta, hasta los grandes centros de consumo, ubicados mayormente en la región pampeana, las provincias de Buenos Aires, Santa Fe y Córdoba más la Ciudad Autónoma de Buenos Aires.

Y si bien existen gasoductos como el Centro Oeste, las tuberías del complejo TGS y el gasoducto Perito Francisco Pascasio Moreno (ex Presidente Néstor Kirchner) que amplió la capacidad desde Vaca Muerta, la red presenta las limitaciones propias de la capacidad instalada.

Con una demanda de gas que no es constante a lo largo del año. En Buenos Aires, por caso, un día de frío intenso puede disparar el consumo en unos 60 millones de metros cúbicos más por día, pero son oleadas de frío polar muy breves, que se repiten dos o tres semanas al año, con un clima general que es templado.

Pero cuando esas temperaturas invernales elevan la demanda por encima de la capacidad máxima de transporte de cada gasoducto es cuando aparece la necesidad de importar gas, ya sea desde países vecinos o en forma de Gas Natural Licuado (GNL). E importarlo es la solución más barata para cubrir esos picos:

Esto es porque mantener una red de gasoductos con la capacidad suficiente para abastecer estas demandas breves, con lo que se usarían en su plenitud solo unos pocos días al año, implicaría costos muy superiores a los de las importaciones temporales de GNL.

A esto se sumarían los sobrecostos de mantener yacimientos inactivos la mayor parte del año, esperando esos picos de demanda. En este sentido, la importación para cubrir picos estacionales es una práctica regular en todo el mundo.

Importaciones, menos, pero siguen...

Por eso, pese al boom de Vaca Muerta, las importaciones seguirán siendo necesarias para los picos de demanda. Aunque sí, menores.

Lo explicó la consultora Economía & Energía:

Dada la estacionalidad de la demanda local de gas natural, aún con el incremento de la capacidad de transporte de gas natural desde la Cuenca Neuquina, en el pico invernal seguirán resultando necesarias las importaciones para abastecer el mercado doméstico. Dicho volumen podría ser abastecido a través de GNL de Escobar, por medio de importaciones desde Chile, un país que no es productor, sino que lo importa en buques, o de combustibles líquidos para la generación térmica Dada la estacionalidad de la demanda local de gas natural, aún con el incremento de la capacidad de transporte de gas natural desde la Cuenca Neuquina, en el pico invernal seguirán resultando necesarias las importaciones para abastecer el mercado doméstico. Dicho volumen podría ser abastecido a través de GNL de Escobar, por medio de importaciones desde Chile, un país que no es productor, sino que lo importa en buques, o de combustibles líquidos para la generación térmica

Las importaciones de gas se han reducido tras la finalización del contrato con Bolivia, e incluso, las compras de GNL de 44 barcos en 2023 pasaron a 30 en 2024, e incluso, en diciembre de ese año, fue el primer mes en muchos en el que no se importó gas.

Pero la necesidad persiste para los picos invernales que históricamente tienen lugar en mayo, junio y julio. Y los costos de importación para cubrir los picos de demanda, si bien son la opción "más barata" frente a sobredimensionar la infraestructura, tienen también su impacto en el costo final de la energía.

Los tiempos del GNL, según la licitación

Volviendo a la licitación y los tiempos, los cargamentos arribarán a la terminal de Escobar en mayo, según indica el pliego, y cuanto más se demore la adjudicación, para la cual Enarsa se tomará hasta el 21 de abril, advirtieron fuentes del mercado, más se tensionará el calendario de abastecimiento.

El adjudicatario no tendrá tiempo para comprar los cargamentos que deberían arribar a la terminal de Escobar en mayo.

En lo formal, el ganador obtendrá también un derecho de preferencia (First Refusal) para operar también en 2027. Lo concreto es que si la definición de la licitación se estira, se achican los tiempos para cerrar contratos internacionales y asegurar slots logísticos, en un mercado que ya muestra volatilidad.

En principio, se preveía que Enarsa iba a adquirir un primer cargamento para reactivar la terminal (garantizando el stock mínimo técnico para su puesta en marcha), pero una demora en la adjudicación podría complejizar aún más la transición hacia el nuevo esquema privado.

Por otro lado, el pliego también dispone que el adjudicatario deberá pagar una prima de US$98,5 millones a Enarsa y a YPF, accionistas en partes iguales de la terminal regasificadora de Escobar, la única operativa en el país.

Exige también acreditar un patrimonio neto superior a US$125 millones y experiencia en comercialización de gas y derivados por más de US$800 millones en los últimos cinco años.

No se conoce el volumen de GNL a importar (la cifra final dependerá de las proyecciones que realice cada oferente), aunque se estima que oscilará entre 15 y 20 cargamentos, una cifra que será clave para la ecuación económica, ya que el adjudicatario deberá abonar un canon fijo por el uso de la terminal entre mayo y septiembre, por lo que cuantos más barcos descarguen, menor será el costo unitario de regasificación.

Las empresas interesadas en la importación de GNL

Entre los jugadores que podrían participar se menciona a Trafigura, uno de los mayores traders globales de materias primas que en 2024 importó gas desde Bolivia, y que en la Argentina opera la marca Puma.

En 2024, por ejemplo, importó gas desde Bolivia para abastecer centrales térmicas del norte del país, entre ellas la usina El Bracho, en Tucumán.

Bolivia tendrá que buscar nuevos mercados para su gas-

Según publicó el sitio 'EconoJournal', también es probable que se presente YPF, principal productor de gas del país y socia en la terminal de Escobar, con fuerte experiencia en trading y contratos en el mercado interno. Esa capacidad comercial es uno de los atributos clave que deberá tener el adjudicatario: no sólo comprar GNL en el exterior, sino colocarlo eficientemente entre distribuidoras, generadores y grandes usuarios.

Otras compañías que analizaron el pliego son Naturgy y la francesa TotalEnergies, uno de los mayores productores de gas natural de la Argentina.

La complejidad de la guerra agrega más incertidumbre a la apuesta del Gobierno y riesgos

Pero en este nuevo esquema, el escenario internacional tras la ofensiva de Estados Unidos e Israel contra Irán, agregó una capa adicional de incertidumbre.

El TTF, referencia europea del GNL en el puerto de Rotterdam, llegó el martes a US$ 17 por millón de BTU y este miércoles retrocedió a la zona de US$ 14-15. La volatilidad obliga a cualquier potencial adjudicatario a diseñar coberturas financieras para protegerse ante saltos o caídas abruptas de precios.

A ese riesgo se suma otro frente aún abierto: el regulatorio. El Gobierno no definió cómo autorizará el traslado del precio del GNL que surja de la licitación a los cuadros tarifarios de las distribuidoras del segmento regulado. Sin una señal clara sobre el pass through —total o parcial— del costo de importación, las empresas temen que se genere un descalce financiero que complique los pagos.

Algunas compañías ya plantearon la necesidad de establecer, al menos, un esquema explícito que garantice la cadena de cobros. De lo contrario, el riesgo comercial no sólo estará en el mercado internacional, sino también puertas adentro.