Se abre un nuevo escenario para el sector energético de los hidrocarburos. Los proyectos que ya están en marcha y los nuevos objetivos. Buscan garantizar el abastecimiento de gas en el norte.
La agenda del sector energético 2024 comenzó apenas conocido el resultado de la segunda vuelta electoral del domingo 19, y se espera un giro en la política a implementar en el sector a partir de definiciones clave que la nueva gestión viene pre anunciando. Marco legal y tributario, infraestructura, tarifas, incentivo a las inversiones y el futuro de una empresa de referencia como YPF son algunos de los temas que están a la espera.
Esas primeras líneas se plantean a partir de una reforma que reconoce a la energía como motor indispensable para el crecimiento económico, para lo cual se destaca entre varios puntos la decisión de promover la ampliación de la infraestructura de transporte de los sistemas de electricidad, gas natural y crudo mediante mecanismos de declaración de interés público y la convocatoria al sector privado mediante contratos “com”.
Es decir, se implementarán contratos de Construcción, Operación y Mantenimiento (COM) similar al que ya fuera empleado en la década del 90 y que consistió en una planificación por parte del Estado de las prioridades, pero íntegramente en manos de privados.
Bajo este esquema, el Gobierno propone las obras para que los oferentes interesados se ocupen, no sólo de diseñarlas y construirlas, sino también del financiamiento, los permisos ambientales, derechos de pasos de la línea, además de su operación y mantenimiento.
Al adjudicatario, el Estado le paga un canon de uso de la línea mensual durante la cantidad de años que fije el contrato, que podrá ser de 15 a 25 años, según quede establecido. A partir de este panorama inicial, es de esperar un rediseño de las principales obras de transporte que se encuentran en distintas etapas de desarrollo que dejará la gestión actual.
Se implementarán contratos de Construcción, Operación y Mantenimiento (COM) similar al que ya fuera empleado en la década del 90 y que consistió en una planificación por parte del Estado de las prioridades, pero íntegramente en manos de privados
En el sector, en tanto, consideran que una de las prioridades es el proyecto de reversión del Gasoducto del Norte, pensado para que en 2024 permita transportar el gas de Vaca Muerta hacia siete provincias del norte argentino y finalizar con la importación desde Bolivia, que se encuentra en una etapa de fuerte declino de producción.
La obra ya avanzó con la apertura de las propuestas económicas que hicieron las únicas dos empresas que calificaron en la licitación (BTU y el consorcio Techint-Sacde), las mismas que tuvieron a su cargo la construcción en tiempo récord de la Etapa I del Gasoducto Presidente Néstor Kirchner.
Ese proceso está con demora en la etapa de adjudicación y de comienzo de obra, lo que empieza a ajustar seriamente los plazos para que en mayo estén operativos el gasoducto entre Tío Pujio – La Carlota en la provincia de Córdoba, las ampliaciones del Gasoducto Norte y la reversión de cuatro plantas compresoras.
El proyecto no sólo tiene una proyección de ahorro anual de 1.960 millones de dólares y exportación de gas a los países de la región, sino que en primera instancia busca asegurar el abastecimiento a los hogares y a las centrales térmicas de generación eléctrica de una región que corre riesgo de no contar con el gas suficiente a partir de junio de 2024, momento hasta el cual Bolivia pudo comprometer las exportaciones en firme, es decir sin interrupciones.
En materia de infraestructura quedarán a la espera de definiciones algunas obras emblemáticas que encaraba la petrolera YPF, compañía que la nueva gestión de gobierno podría privatizar, luego de su puesta en valor. La empresa que liderará el actual director de Exploración y Producción de Tecpetrol, Horacio Marín, tenía en desarrollo el trazado de denominado OleoductoVaca Muerta Sur, una obra de US$ 1.200 millones que contemplaba la construcción en la costa de Río Negro del mayor complejo portuario y de almacenamiento para exportación de crudo de la región.
De la misma manera se abre un paréntesis a la iniciativa que YPF llevaba adelante con la compañía malaya Petronas para la construcción de un gasoducto desde Vaca Muerta al puerto de Bahía Blanca y de una terminal de producción de Gas Natural Licuado (GNL), que permitiría dar el salto de agregado de valor y de exportaciones al shale gas, con una inversión a 30 años de unos US$40.000 millones que serían largamente compensados por un mercado global necesitado.
Sin embargo, este tipo de inversión requerirá un marco legal específico que comenzó a discutirse en el Congreso y que recién podrá retomarse a partir del 10 de diciembre con la nueva composición de las cámaras legislativas.
Quizá con menos premura se observe la Etapa II del GPNK que deberá completar la infraestructura desde la planta compresora a la altura de la localidad bonaerense de Salliqueló hasta el sur de la provincia de Santa Fe, que está en la incipiente etapa de presentación de ofertas para su licitación.
De concretarse, el proyecto original se completará el anillo de abastecimiento de la demanda local, incluida la habilitación del Gasoducto del Noreste que llevará el combustible a las provincias del litoral y se abrirá la llave para la exportación al sur de Brasil, sin depender de los ductos de Bolivia.
Una nueva política para el sector energético
La nueva gestión de Gobierno llega con algunas primeras definiciones que guiarán su agenda energética, haciendo eje en temas complejos como tarifas de gas y electricidad, precios del crudo y los combustibles y la normalización de los entes reguladores. En ese sentido, la propuesta inicial es eliminar los subsidios económicos y recalibrar la ecuación económica financiera de los contratos para bajar el costo de las empresas.
A la vez se promueve implementar esquemas tarifarios realistas que debido a la baja de costo luego de la recalibración de los contratos no deberían afectar directamente el bolsillo de los argentinos. Parte de ese trabajo ya fue hecho con la política de segmentación, por la cual prácticamente un tercio de los usuarios (Los N1 de mayores ingresos) paga actualmente la tarifa plena de luz y gas, por lo que el próximo paso son los denominados sectores de ingresos medios (N3).
En paralelo se piensa en reformular los entes reguladores, los cuales estuvieron intervenidos a lo largo de los últimos cuatro años y pasarían a estar orientados a una mayor profesionalización de sus tareas de control de gestión. A partir de esa reconfiguración es que se piensa que se podrá avanzar hacia un nuevo esquema de subsidios que deje de enfocarse en la oferta y migre hacia la demanda para atender a aquellas familias argentinas que lo requieran.
El precio de los combustibles también estará en escena. Con un fuerte atraso por la actualización regulada de los últimos 12 meses, la industria pretende acercarse a la paridad de importación y el Gobierno podría analizar un nuevo esquema impositivo que libere las presiones en el segmento.
Concesiones y RTI
En el sector eléctrico hay dos situaciones clave que esperan resolución a partir del próximo año. La primera de ellas es la definición sobre el futuro de las concesiones de 23 represas hidroeléctricas que en agosto comenzaron a cumplir los contratos tras 30 años de gestión privada.
Entre las ya vencidas se encuentran las represas de la cuenca del Comahue, que aportan 5 Gw al sistema, y para las cuales se podría considerar la continuidad de las actuales empresas concesionarias, una relicitación o una gestión mixta con el Estado nacional o las provincias.
También se había postergado para el año próximo la Revisión Tarifaria Integral (RTI) cuya negociación había quedado suspendida en el marco de la emergencia energética dictada a comienzos de 2020 y luego por el congelamiento en el marco de la pandemia.
Esta revisión tiene por objetivo definir los parámetros de calidad de servicio para el próximo quinquenio, así como los requerimientos tarifarios correspondientes para las empresas de distribución de control federal, como lo son las concesiones de Edenor y Edesur, así como el sistema de transmisión. El resto de las casi 650 distribuidoras con que cuenta el país es de dominio provincial o comunal, según la multiplicidad de formas legales vigentes
