Vaca Muerta: de gas de oportunidad a gas seguro

Por Luciano Codeseira, director ejecutivo y fundador de Gas Transition Consultant y codirector del Instituto de Energía de la Universidad Austral

El gas de Argentina en el mercado chileno es un gas de oportunidad a la espera de ser un eje de la seguridad energética y una base para la transición energética chilena. En 2022 dominó la competitividad en un año en el que el Herny Hub promedió US$6,45 por millón de BTU (MTBU) y alcanzó un máximo de US$9,85/MBTU el 22 de agosto.

Pero lo material hacia el futuro será que, en ambos lados de la cordillera, se lleve a cabo un salto normativo que brinde las reglas del juego para que el abordaje de la seguridad energética (en Chile) y el desarrollo de los mercados de exportación (en Argentina) sea un proceso virtuoso que vincule de forma asertiva las necesidades y oportunidades de cada país. 

Con foco en Neuquén, no habrá un salto de escala de Vaca Muerta sin un salto de escala normativo, en este caso en un modo dual que involucre necesariamente a Argentina y Chile. 

Argentina y Chile se conectan con siete gasoductos. El primer país era proveedor exclusivo del segundo hace 20 años, pero cortes en los envíos obligaron a Chile a poner en operación dos terminales de regasificación. La manera de recuperar este mercado es ofreciendo confianza y competitividad. 

El grafico siguiente muestra cómo Argentina logró cubrir hasta la mitad las importaciones de Chile con el despacho de 2.500 millones de metros cúbicos, desplazando a EE.UU. como principal proveedor. Sería ingenuo pensar que será sencillo abastecer en forma plena el mercado chileno. Para lograrlo no se requiere más gas natural, sino un cambio normativo. Además, conviven elementos vinculados a la localización y contraactualización que hacen difícil la tarea y que demandarán obras de infraestructura, como la reversión del Gasoducto Norte en Argentina.

SESGO DE INCOMPETITIVIDAD

En las tres primeras semanas de junio se exportaron en promedio 5 millones de metros cúbicos diarios (Mm3/d), 2,5 veces más que en el mismo periodo del año pasado y más del 90% se despachó a través del ducto GasAndes.

Semanas antes, durante mayo, se observaron márgenes de escasa competitividad por los precios bajos del GNL. Los envíos a la Región Metropolitana a través del GasAndes promediaron 5,8Mm3/d, 24% menos que en abril (7,66Mm3/d), pero 129% por encima de los niveles de mayo de 2022 (2,53Mm3/d). 

Para el mes de junio las centrales térmicas de Enel, Colbún y GMH cargaron GNL regasificado en Quintero, signo que refleja que los precios del gas natural argentino no eran competitivos. 

En mayo veíamos como las tres principales generadoras que adquieren gas natural de Vaca Muerta cuentan con contratos de suministro de GNL con diferentes vencimientos que, por lo general, están indexados al Henry Hub a precios iguales o inferiores al gas argentino. 

Eso ponía en evidencia el sesgo alcista de lo determinado por la Secretaría de Energía argentina para el periodo invernal (mayo-septiembre), que fijó este año un precio mínimo de US$7,73/MBTU en la cuenca neuquina. 

Durante las tres primeras semanas de junio de 2023, los costos totales del GNL Quintero declarados por las tres empresas al Coordinador Eléctrico Nacional chileno habían bajado entre 11% y 20% (respecto del promedio de mayo), según los valores que figuran en la tabla.

Empresa	US$ por MBTU
Enel	7,23
Colbún	9,65
GMH	8,36

Las empresas argentinas que han suscrito contratos de exportación con alguna de las tres operadoras mencionadas son PAE, Pampa, Tecpetrol, Total Austral, Pluspetrol y Wintershall DEA. 

Tres de estas (PAE, Pampa y Tecpetrol) mantienen envíos a la distribuidora chilena Metrogás, la cual también entrega gas natural a la central térmica CMPC Cordillera de Bioenergías Forestales a un costo final de US$12/MBTU, US$3 menos de lo que la misma empresa paga a GNL Quintero para atender la misma demanda (US$15/MBTU).

DESCARBONIZACIÓN, SEGURIDAD ENERGÉTICA E INFLEXIBILIDAD

Hay algunos puntos relevantes a tener en consideración sobre el mercado chileno y las dificultades que existen para poder alcanzar una mayor integración transfronteriza.

Un factor que incide en la generación térmica chilena son los precios bajos del carbón. Con el plan de retiro se esperaba la salida en 2022 de varias unidades (Tocopilla, Bocamina y Ventanas). El proceso se ve ralentizado y el mundo ha estado retornando al carbón en 2022 a niveles cercanos al 2013. 

Se hace evidente la dificultad de avanzar firmemente con la política de descarbonización ante los precios bajos del carbón y la alta volatilidad del GNL. Si hay que balizar un camino hacia una descarbonización sostenible, la mejor manera es apostando por el gas argentino.  

Otros dos factores que juegan a favor del gas argentino son las desventajas ambientales del consumo final de leña en el sur de Chile y el manejo de las terminales de GNL, en particular la de Quintero. Semanas atrás se declaró una alerta temprana preventiva para la comuna de Quintero por contaminación ambiental e incluso se estuvo evaluando si correspondía detener su funcionamiento. Esto da relevancia y materialidad al suministro argentino no solo por la seguridad energética (posibles restricciones a la terminal), sino también por temas ambientales.  

Por otra parte, la escasez de agua para generación hidroeléctrica está al centro de la problemática energética de Chile, pero también constituye una barrera a los contratos take or pay (ToP). Estas anomalías climáticas atentan contra la contraactualización del gas argentino. Ergo, se necesita un ajuste normativo para establecer un esquema que propicie un marco de seguridad de suministro para la generación eléctrica chilena.

La condición de suministro de GNL inflexible en Chile habilita la prioridad de uso del GNL asignando a costo variable cero en la generación. En este sentido, resulta relevante la comunicación de Enel de mediados de mayo en la que advertía de riesgo de sail away para los buques en junio en el marco de la inflexibilidad. Las gestiones realizadas permitieron corregir la situación.

Cabe destacar que la condición de inflexilidad en el despacho ha sido objeto de muchas críticas, al punto que la Comisión Nacional de Energía de Chile aceptó no permitir inflexibilidades para el GNL en contratos futuros de suministro y tratar a la inflexibilidad como condición excepcional, dado que existen bases razonables para operar con GNL flexible. 

No obstante, para lograr un avance exitoso restringiendo la inflexibilidad, se requieren señales para que el mercado asigne los recursos de manera eficiente y eso lo puede ofrecer el gas argentino mediante la construcción de un mercado maduro que promueva diferentes tipos de contratos y una correcta gestión de la inflexibilidad.

CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES

Un mercado maduro requiere una amplia variedad de tipos de contratos, acceso abierto a la infraestructura y una gran cantidad y variedad de oferentes y compradores. Solo así se logrará romper con algunos diques de contención, como los ya mencionados, que se levantaron fruto de los cortes de suministro argentino y la necesidad de adaptarse a las contingencias globales. 

En lo referido a lo que debe aportar el actor argentino, el avance hacia el mercado chileno requiere bloques de contratos de exportación a plazos de 4 o 5 años. Esto es posible por varias vías y es compatible con avances en el marco del Plan Gas. En líneas generales, Argentina va camino a un reordenamiento regulatorio del mercado de gas para actualizar leyes dictadas hace más de 30 años.  

En tanto, el mercado chileno va hacia una restructuración de funcionamiento de la mano de la Ley Larga de Gas y un acceso abierto a toda su infraestructura de interconexión.   

En definitiva, a ambos lados de la cordillera se requiere un salto discreto en reglas para que el abordaje de la seguridad energética, por un lado, y el desarrollo de los mercados de exportación, por otro, sea un proceso virtuoso que vincule en forma acertada las necesidades y oportunidades de cada país.  

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