Un trabajo publicado recientemente por el Instituto Argentino del Petróleo y Gas señala que el desarrollo de las reservas de gas en Vaca Muerta podrían aportar más de 60.000 millones de dólares al PBI, con inversiones anuales de 16.000 millones de dólares. Aquí se reproduce una síntesis de los aspectos salientes del Informe (*), que detalla las acciones estratégicas que el país debería impulsar para aprovechar ese potencial.
El abastecimiento de gas natural asoma como una de las cuestiones estratégicas más trascendentes para el país. Argentina posee una de las reservas más importantes de shale-gas en el mundo con excelentes perspectivas de desarrollo. Vaca Muerta, señalada como la segunda mayor del mundo, ha concitado una expectativa enorme.
Los resultados obtenidos son promisorios. La relación entre Nación, Provincias y Empresas convergieron para crear condiciones adecuadas para un desarrollo a gran escala. Recientes estudios de una Consultora internacional de primera línea muestran que hacia el 2035, el desarrollo de solo Vaca Muerta podría aportar entre $ 62.200 y $ 67.800 millones de USD al PBI, signifi cando inversiones anuales promedio de $16.000 millones de USD y una creación de 20.000 puestos de trabajo por año.
En un horizonte de 20 años, se prevé que los usuarios pasen de 8,19 a 13,2 millones de personas. La demanda promedio anual de gas alcanzará a 234 mil millones de metros cúbicos por día, con picos invernales de suministro de 290 MMm3/d. Esto significa un enorme desafío que involucra a toda la cadena: producción, transporte, distribución y utilización. Este es un gran objetivo estratégico para el país considerando la enorme participación del gas natural en la matriz energética.
Es imprescindible fomentar e incentivar un uso racional de la energía para optimizar el uso de los recursos no renovables y lograr un ahorro de consumo. Se adopta como objetivo de racionalización una reducción de la intensidad de consumo de gas en pequeños usuarios de un 10% al 2024, por uso racional y eficiente. Este valor resulta un objetivo alcanzable. Sumado a un ahorro similar en consumo de electricidad; la mejora equivale a un consumo evitado para el 2035 de 37 MMm3/d. Una vez más, el uso racional es el “yacimiento” más económico a desarrollar.
Se requiere un agresivo plan de expansión de generación basado en energía hidráulica, nuclear y renovables. Se estima un crecimiento de la demanda eléctrica en el 2035 en un factor de 2,3 respecto del 2013, sin perjuicio de haber considerado una reducción de la intensidad del consumo del 12% por uso racional y eficiente. A fin de limitar la expansión de la infraestructura del gas a las posibilidades del País y asumir un compromiso ambiental frente al cambio climático, es imprescindible una diversificación de la matriz energética. Para ello, en materia de generación se ha considerado en el período la incorporación de 9,6 GW de centrales hidroeléctricas, 1,5 GW en dos nuevas centrales nucleares, y 11 GW de generación de fuentes renovables (principalmente eólica), con lo que estas últimas representarían un 17% de la generación total. Contrariamente, si las renovables limitaran su participación a la actual, se requerirían 46 MMm3/d de gas adicionales lo que implicaría un esfuerzo mayor en producción de gas y en desarrollo de redes.
¿Cuál es la manera más eficiente de cubrir la demanda de gas? El suministro de gas se obtiene de las cuencas de gas nacionales, del gas importado de países limítrofes (principalmente de Bolivia), de GNL (Gas Natural Licuado, que llega desde otros países en estado líquido y transportado por barco) y de combustibles líquidos alternativos. El abastecimiento óptimo resulta de cubrir la demanda con las fuentes disponibles, comenzando por la de menor costo marginal e incorporando otras en sentido creciente, a medida que completan su capacidad. De esta forma, según el modelo económico, el óptimo resulta que la base de demanda actual sea cubierta con producción nacional e importaciones de Bolivia (a través de un contrato ToP de largo plazo), con la utilización de GNL durante 90 días y de gas oil durante 30 días.
En corto plazo, el nuevo aporte de gas no convencional reemplazará al combustible alternativo líquido y limitará las importaciones de GNL. En el mediano plazo, el gas no convencional substituirá al GNL, limitando el mismo a las puntas. Se requiere un agresivo plan de desarrollo de gas para limitar el corte (conmutación a combustible líquido) y acotar la importación de GNL en el invierno. Ello conllevará un ahorro de divisas y contribuirá al crecimiento del PBI y creación de puestos de trabajo. Por otra parte, es importante considerar la problemática de la variabilidad estacional del gas y cómo abastecerla. Atendiendo a las limitaciones que tiene el shale-gas para variabilizar su explotación, se debe hacer uso de las otras fuentes para afrontar el pico invernal. Es posible que se requieran además de modular las importaciones, otras alternativas para aplicar en contra estación como ser las exportaciones a países limítrofes haciendo uso de la infraestructura de gasoductos internacionales existentes, el almacenamiento subterráneo del gas o la construcción de tanques off-shore en los puertos de regasificación locales o extranjeros.
Si bien el sistema de transporte dispondrá de capacidad ociosa en las rutas de Neuquén y sur durante los primeros años, es necesario completar todas las obras de ampliación en curso. Hoy se dispone de una capacidad ociosa de 30 MMm3/d en las rutas de Neuquén, lo cual presupone un apoyo muy importante al desarrollo del shale gas en Cuenca Neuquina. Sin embargo, es necesario completar las ampliaciones en el Gasoducto San Martín y el Gasoducto Norte para ampliar la oferta de gas desde las Cuencas, Austral, San Jorge y de Bolivia.
Otras prioridades son:
- Ampliar la interconexión entre TGS y TGN en el anillo de Buenos Aires (Gasoducto Mercedes – Cardales) para poder trasladar el gas disponible a los centros de consumo metropolitanos en el norte de GBA y Santa Fe.
• Aumentar la disponibilidad de GNL mediante las obras de reversión del Gasoducto de Gas–link y eventualmente del Gasoducto de Gas Andes (si fuera necesario) para aportar hasta 5 MMm3/d de la terminal de regasificación de Montevideo y Quinteros respectivamente.
• Incrementar la capacidad de transporte de los tramos finales en la Pcia. de Buenos Aires mediante la ampliación Neuba III entre Cerri – Las Heras.
• Construir el Gasoducto Rodríguez – Rosetti para aumentar la oferta de gas en invierno a las centrales térmicas metropolitanas (reemplazo de combustible alternativo).
Un desarrollo tan ambicioso de gas presupone que toda la infraestructura existente de transporte de gas será vuelta a requerir con altos niveles de exigencia en el mediano plazo. Gasoductos y plantas compresoras antiguas requerirán inversiones importantes para asegurar la sustentabilidad del sistema. El 42% de los gasoductos y 17% de las plantas compresoras de TGN y TGS tienen más de 40 años. Las nuevas ampliaciones han sido diseñadas, en general, sin considerar la modernización de la infraestructura existente.
Sin embargo, en el mediano plazo estas instalaciones serán altamente exigidas lo que obligará a importantes inversiones para asegurar confiabilidad y seguridad.
En el largo plazo, se requerirán en los sistemas de TGN y TGS ampliaciones incrementales entre 70 y 130 MMm3/d de capacidad firme. Entre 4.300 kilómetros y 8.000 km de nuevos gasoductos y entre 700.000 HP y 1.200.000 HP de potencia incremental de compresión (dependiendo del escenario de abastecimiento). A lo largo de los 20 años del estudio, se requerirán adicionalmente expandir sucesivamente los Gasoductos Sur, Neuquén y Tramos Finales de BA de forma tal que al final de período se habría ampliado el Sistema en el 50% de su longitud de cañerías y un 105% su potencia de compresión.
En correspondencia con las obras de sustentabilidad y ampliaciones mencionadas, las inversiones en los 20 años del estudio alcanzarían en los sistemas de transporte cifras en torno a los 12.000 y 22.000 millones de dólares. Cuantificadas las inversiones en materia de sustentabilidad de la infraestructura actual y en las ampliaciones, se obtiene que se requerirán en promedio 1.100 millones de dólares por año.
Entre el 2013 y el 2035, los clientes de las distribuidoras pasarían de 8,19 millones a 13,2 millones de personas. Se estima que en el 20134 existían 14,5 millones de viviendas localizadas en áreas de concesión de las distribuidoras, mientras que la longitud de las redes era de 138.200 km y el total de clientes, 8,19 millones. En base a informaciones del INDEC, del ENARGAS y de las propias compañ{ias, se estimó que en el 2025 las viviendas serán alrededor de 16,3 millones y en el 2035, de 17,5 millones. A partir de allí, se identificaron dos escenarios para precisar el incremento de clientes: un escenario de mínima que considera la misma relación cliente/vivienda igual que la actual y otro escenario optimista donde considera una proyección de clientes compatible con los últimos años.
En el escenario de mínima, el incremento de usuarios respecto del 2013 es de 19,8% y en el optimista, 62,9%. Tomando como más probable este último, se determina un incremento para el 2035 de 5,1 millones de clientes, pasando la penetración del gas del 56% a 76%.
En correspondencia con la estimación anterior, la ampliación del sistema de distribución en el período 2013-2035 sería de 86.900 km de líneas y 1420 estaciones de regulación. Para la determinación de la longitud de las ampliaciones para abastecer los nuevos consumos se consideraron una longitud por cliente y el número de clientes servidos por Estación de Regulación similares a las actuales.
La importante ampliación del sistema de distribución exigirá también una modernización sustancial de sus instalaciones para acompañar el avance de la industria internacional del gas. Para acompañar el desarrollo de la infraestructura de gas, en Distribución se deberán incorporar las tecnologías que modernamente se aplican en los Sistemas avanzados en materia de uso de gas. Medidores inteligentes, sistemas de búsqueda de fugas mediante uso de láser, tubos de polietileno para alta presión, telecomando generalizado de válvulas, GIS.
Será necesario implementar un proceso de revisión sistemático y continuo de las instalaciones internas de los clientes para garantizar su buen mantenimiento y funcionamiento. Las instalaciones internas son el último eslabón de toda la cadena de valor de la industria del gas natural. El mantenimiento y adecuación de las instalaciones internas, no es responsabilidad de las Distribuidoras sino de los propietarios de las mismas. Este tema para su resolución deberá ser encarado regulatoriamente y su solución tendrá un impacto social y económico.
Sumando las inversiones a cargo de las distribuidoras en materia de ampliación de redes, estaciones de regulación las obras de modernización y las inversiones a cargo de los clientes en materia de normalización de las instalaciones internas, se estima que se requerirán 20.000 millones de dólares en el período 2013-2035. El volumen de inversiones que requieren tanto los Sistemas de Distribución como las instalaciones internas de Clientes alertan de la relevancia que las mismas tienen en la cadena de la Industria del gas dado que se puede concluir que por cada 3 dólares invertidos en el upstream se requerirá la inversión de 1 dólar en el downstream del gas.
(*)© Instituto Argentino del Petróleo y del Gas. Ver original en www.iapg.org.ar
