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Doctrina | Origen: Argentina : Fecha . Citar como: Protocolo A00435869595 de Utsupra.

Introducción al estudio del gas natural como bien energético clave de la transición energética en Argentina.



Ref. Doctrina Especial para UTSUPRA. Derecho Administrativo. Introducción al estudio del gas natural como bien energético clave de la transición energética en Argentina. Por Roque Nicolás Caputo. Abogado, Universidad Nacional de La Plata. Maestrando en Derecho Administrativo en la Universidad de Buenos Aires. SUMARIO: 1. Introducción. 2. Oferta de gas natural. 3. El transporte y la distribución. 4. Demanda de gas natural. 5. Conclusiones. // Cantidad de Palabras: 2978 Tiempo aproximado de lectura: 10 minutos


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Introducción

Argentina es un país gasífero, produce y consume mucho más gas vis a vis que el resto del mundo. Nuestra oferta primaria de energía es liderada por el gas natural que representa el 52% del total, a diferencia del resto de los países del mundo en el que el gas representa el 23% (ver Gráficos 1 y 2) -se tomaron datos del año 2019 por entender que el año 2020 fue completamente atípico-. En este opúsculo intentaremos explicar por qué este hidrocarburo es vital para el desarrollo de nuestro país y para la transición energética.

Existen dos tipos de gas natural, el seco, metano con un bajo grado de otros componentes condensables y el húmedo, que contiene fracciones de hidrocarburos líquidos ligeros o condensables. Ambos se extraen de yacimientos de hidrocarburos. También puede mencionarse el “biogás” obtenido de fuentes renovables por procesos de digestión anaeróbica de materia orgánica, cuyos componentes principales son metano y dióxido de carbono.

GRÁFICO Nº 1

Elaboración propia en base a información obtenida en: https://www.argentina.gob.ar/economia/energia/hidrocarburos/balances-energeticos



GRÁFICO Nº 2
Elaboración propia en base a información obtenida en: https://www.iea.org/data-and-statistics/data-browser?country=WORLD&fuel=Energy%20supply&indicator=TESbySource





El hecho de que Argentina produzca gas y tenga ingentes reservas es de suma importancia para el actual momento de la humanidad en el que atravesamos una transición energética deliberada, que intenta evitar una catástrofe climática global.
Esto significa avanzar hacía una matriz energética que implique menos emisiones de gases de efecto invernadero (GEI), fundamentalmente reducir la emisión de dióxido de carbono (CO2) y metano, y para esto es necesario incorporar fuentes sustentables de energía. Para ello el gas natural es clave en el camino hacía la descarbonización de la economía.

Al respecto, debemos resaltar que entre 1880 y 2012, la temperatura media mundial aumentó 0,85 grados centígrados, y se estima que aumentará 1,5 grados más en este siglo. Entre 1901 y 2010, el nivel medio del mar aumentó 19 cm, pues los océanos se expandieron debido al calentamiento y al deshielo, y llegará a 63 cm a finales de los 2000. Las emisiones mundiales de dióxido de carbono han aumentado casi un 50% desde 1990, y siguen en aumento.(1)

Según el Panel Intergubernamental del Cambio Climático (2) debemos evitar que el planeta se caliente -desde niveles preindustriales- en más de 1,5 grados en el presente siglo, de otro modo las consecuencias serán desastrosas para todas las dimensiones de la vida en este planeta. Por ejemplo, sostiene que “se calcula que los riesgos para el crecimiento económico mundial en su conjunto, como consecuencia de los impactos del cambio climático, serán menores con un calentamiento global de 1,5 °C que con uno de 2 °C de aquí al final del presente siglo.” (3)

En este contexto, los especialistas sostienen que el gas natural es el energético de la transición hacía un modo de producción sustentable, ya que es el hidrocarburo más “limpio” y eficiente comparado con los combustibles derivados del petróleo o el carbón.

La necesidad de realizar un concreto y efectivo trabajo para reducir las emisiones de GEI resulta una política obligatoria para los Gobiernos de nuestro país. En este sentido, basta recordar que la ley 24.295 de 1993 aprobó la Convención Marco de las Naciones Unidas sobre el Cambio Climático, que en su artículo 2º establece que el objetivo de dicho instrumento es la estabilización de las concentraciones de gases de efecto invernadero en la atmósfera a un nivel que impida interferencias antropógenas peligrosas en el sistema climático. Posteriormente, nuestro país suscribió el Protocolo de Kyoto (ley 25.438, de 2001) y el Acuerdo de París (ley 27.270, de 2019), ambos en el marco de la Convención mencionada.
Por su parte, el artículo 3º de dicha Convención dice que las partes deberían tomar medidas de precaución para prever, prevenir o reducir al mínimo las causas del cambio climático y mitigar sus efectos adversos.

Asimismo, la ley 27.520 de 2019 denominada de “Presupuestos Mínimos de Adaptación y Mitigación al Cambio Climático Global” prevé, entre otras cosas, la conformación del Gabinete Nacional de Cambio Climático y la elaboración de un Plan Nacional de Adaptación y Mitigación al Cambio Climático.

Además, esta ley establece que se deben crear condiciones favorables para la reducción de las emisiones de GEI y que se deben conservar o aumentar los sumideros de carbono en los sectores estratégicos (art. 23) y dictar las medidas para la utilización progresiva de energías renovables y la consecuente reducción gradual de emisiones de gases de efecto invernadero (art. 24).

La oferta de gas natural

La oferta de gas natural en nuestro país se compone, básicamente, de la producción local y la importación, en los picos de consumo, por parte de la empresa pública Integración Energética Argentina S.A. (IEASA) desde Bolivia por gasoducto y de Gas Natural Licuado (GNL) a través de buques que se inyectan a la red en Escobar y Bahía Blanca.

En lo que refiere a producción local, actualmente la principal cuenca productora es la Neuquina, representando el 62,01% de la producción bruta total en el período enero-julio 2021, seguida de la cuenca Austral, San Jorge, Noroeste y Cuyana (4). La producción aumentó considerablemente en el último tiempo debido a los estímulos públicos como el plan GAS-Ar (5), en lo que respecta a “gas no convencional” mientras que la producción convencional evidencia una retracción preocupante.
La producción se rige básicamente por lo regulado en la ley 17.319 y un vasto conjunto de normas inferiores, destacando que el dominio originario del recurso es de las Provincias (art. 124 de la Constitución nacional y ley 26.197).

El mercado de producción local está altamente concentrado, siendo la principal empresa productora YPF S.A., seguida por Total Austral S.A., Tecpetrol S.A. y PAE S.A. (concentraban cerca del 80% de la producción en 2018) (6).

Dado que la producción actual está impulsada por el “shale gas” del mega yacimiento de “Vaca Muerta” se considera necesario echar un poco de luz a esta categoría de hidrocarburos. Esta distinción no es meramente teórica o técnica, tiene consecuencias jurídicas importantes.

El petróleo y el gas son el resultado del proceso geológico/biológico denominado catagénesis, que consiste, simplificando al extremo, en como material otrora orgánico queda “atrapado” en distintos tipos de rocas.

Los hidrocarburos no convencionales se clasifican por oposición a los convencionales, y si bien no existe una clara definición, se toman ciertas características para distinguirlos. Para el petróleo, por ejemplo, se puede tomar la densidad o la gravedad API (American Petroleum Institute). Entonces, todos aquellos con gravedad API por debajo de 20 (es decir, densidad superior a 0,934 g/cm3) se consideran no convencionales, "petróleos pesados".

Otra clasificación, más común, es por el tipo de roca en donde se encuentra atrapado el hidrocarburo o las características geológicas del yacimiento. Los yacimientos convencionales se caracterizan por tener el hidrocarburo atrapado en “trampas” de rocas permeables que permiten el desplazamiento de los mismos en el interior de éstas. Los hidrocarburos llegaron hasta allí por un proceso de migración desde otras rocas, las que se denominan “generadoras” en formaciones “shale” o esquisto, estas formaciones son menos porosas que las convencionales y el hidrocarburo no puede desplazarse en su interior.

Otro tipo de acumulación, un poco más permeables que las de las rocas generadoras, son las llamadas “arenas compactas”. Los yacimientos no convencionales no se encuentran en una “trampa” sino que son extensivos o continuos.

Como las diferentes características de los yacimientos implican diferentes formas de explotación y los no convencionales son más costosos en términos relativos y tienen rendimientos diferentes a los convencionales, en nuestro país la ley 27.007 reformó la Ley de Hidrocarburos (ley 17.319) y estableció que los yacimientos de “Objetivos No Convencionales” van a contar con plazos para la exploración y para la explotación más largos que aquellos dirigidos a “Objetivos Convencionales”, también reducción de regalías, beneficios en derechos de importación, entre otros beneficios promocionales.

Los yacimientos no convencionales requieren de una tecnología diferente para su explotación, que consiste en romper o fracturar la roca poco permeable inyectado a alta presión agua y arenas especiales, dicho método es el conocido como “fracking”.

Nuestra legislación entiende que son hidrocarburos no convencionales aquellos cuya presencia se encuentra en rocas de baja permeabilidad (art. 27 bis de la ley 17.319) y también distingue aquellos petróleos extrapesados (art. 27 ter de la ley 17.319).

El transporte y la distribución

El suministro de gas se realiza a través de gasoductos troncales de transporte desde las cuencas hasta los centros de consumo y de redes de distribución que permiten el uso a nivel residencial, industrial o comercial. También existe la posibilidad de que grandes consumidores se conecten directamente al gasoducto de transporte o contraten con los productores utilizando las redes de distribución para el suministro (“by pass” físico o comercial).

Estas actividades, transporte y distribución, fueron declaradas servicio público por la ley 24.076 (Marco Regulatorio del Gas Natural) y tienen alcance nacional. La propia ley establece que solo personas privadas pueden realizar estas actividades y el Estado sólo puede asumirlas subsidiariamente. Aclaramos que no nos detendremos en la problemática tarifaria, cuestión que por su complejidad excede este breve trabajo.

El ente de control (cfr. art. 42 CN) de estos servicios públicos es el Ente Nacional Regulador del Gas (ENARGAS) creado por el artículo 50 de la ley mencionada y tiene amplias facultades tarifarias, de regulación y ejerce el poder de policía sobre el servicio, cuenta con delegaciones en todo el país.

Actualmente existen dos transportistas, Transportadora Gas del Norte S.A. y Transportadora Gas del Sur S.A. y nueve distribuidoras, GasNea S.A., Gasnor S.A., Litoral Gas S.A, Distribuidora de Gas del Centro S.A., Distribuidora de Gas Cuyana S.A., Camuzzi Gas del Sur S.A., Camuzzi Gas Pampeana S.A., Naturgy BAN S.A., MetroGAS S.A. y varias subdistribuidoras. La mayoría de estas empresas surgieron de la privatización de la empresa pública Gas del Estado (Decreto 1189/92).

Del total de gas natural inyectado en los gasoductos de transporte en el período agosto 2020-julio 2021, el 53,81% fue entregado a empresas distribuidoras, mientras que un 36,88% fue entregado a grandes usuarios, mediante By Pass Físico o By Pass Comercial (7). Asimismo, es resaltable que el 60,82% de los usuarios en julio 2021 fueron abastecidos por las empresas Metrogas, Naturgy BAN y Camuzzi Gas Pampeana, que brindan servicios en el Área Metropolitana de Buenos Aires (AMBA) y la mayor parte de provincia de Buenos Aires (8).

Si bien las redes de distribución se encuentran extendidas en nuestro país, existe una gran proporción de habitantes que tienen que recurrir al Gas Licuado de Petróleo (GLP, “garrafas”), básicamente propano y butano, más costoso, para calefacción y cocinar, generando una situación realmente injusta. También debe ponerse de relieve que aún existen regiones como el noreste argentino que tienen un escaso desarrollo de las redes de distribución.

La demanda de gas natural

El consumo de gas natural en Argentina para julio de 2021 fue de 148,47 millones de m3 /día (9). Además de calefacción y otros usos residenciales y el uso industrial y comercial, nuestro país utiliza el gas natural para el sector transporte a través del Gas Natural Comprimido (GNC), existiendo al día de la fecha 1.753.299 (10) vehículos particulares impulsados por este energético y existen miles de bocas de expendió en todo el país, poco más de 2000 en más de 500 localidades. La extensión al transporte de pasajeros y de cargas de este energético será clave en la transición.

Sin embargo, el gas adquiere una relevancia trascendente en la industria de la electricidad. Cómo puede apreciarse en el Gráfico Nº 3 la generación de energía eléctrica es eminentemente térmica convencional (11), el 60% del total es aportado por esa tecnología, seguido por la hidráulica, por lo que nuestro sistema eléctrico es “hidrotérmico”, a diferencia de, por ejemplo, Colombia o Brasil que son eminentemente hidráulicos o Francia que es nuclear.

Esto es relevante porque el despacho de electricidad realizado por la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico Sociedad Anónima (CAMMESA) se sustenta fundamentalmente en proyecciones y optimizaciones basadas en las restricciones de estos tipos de tecnología y del sistema de transporte (cfr. arts. 35 y 36 de la ley 24.065, Decreto 1192/92).

Dentro de la generación térmica se destacan los ciclos combinados (los más eficientes), que representan el 46% de la potencia instalada (Gráfico Nº 4) y que aportaron en el 2019 el 76% de la energía eléctrica producida por la totalidad de los generadores térmicos (Gráfico Nº 5).

Además del gas natural, el sistema térmico argentino consume fuel oil, gas oil y marginalmente carbón -a diferencia del resto del mundo que representa cerca del 30% (12), en el país es el 1%-, estos combustibles son más contaminantes y más caros por lo que la extensión del uso del gas, dentro de un contexto de electrificación total de la economía, será fundamental para abaratar el precio de la energía eléctrica y sostener la intermitencia de las renovables.

GRÁFICO Nº 3
Elaboración propia en base a información obtenida en:
https://cammesaweb.cammesa.com/informe-anual/




GRÁFICO Nº 4
Elaboración propia en base a información obtenida en:
https://cammesaweb.cammesa.com/informe-anual/




GRÁFICO Nº 5
Elaboración propia en base a información obtenida en:
https://cammesaweb.cammesa.com/informe-anual/




Conclusiones

Las grandes reservas -no convencionales- de gas natural nos hacen pensar en que además de abastecer nuestro consumo interno, eliminando los combustibles líquidos para la generación de electricidad y la importación, Argentina podría volverse un país exportador, a través de gasoductos para la región y de GNL para Europa o Asia. El contexto mundial parece favorable.

Actualmente el mundo vive una crisis energética que podría transformarse en una crisis económica general. (13) En nuestra región la sequía en Brasil hace que necesite importar energía y recurra a fuentes más costosas. En Europa el precio de la electricidad alcanza récords y China también está sintiendo el aumento de los precios de los principales energéticos.
Esto, de mantenerse, podría generar dos realidades: 1) que el precio de la energía sea más competitivo en nuestro país y esto incentive la radicación de industrias y, como dijimos, 2) exportar los saldos de gas natural a precios competitivos. Para estos dos escenarios es necesario superar la restricción de financiamiento imperante para poder avanzar en la construcción de infraestructura energética estratégica (gasoductos, plantas de licuefacción y gasificación, almacenamiento, etc.).

Por lo expuesto anteriormente, puede considerarse que el gas natural es el energético de la transición energética y una oportunidad para el desarrollo de nuestro país. Al mismo tiempo, representa un desafío para la sociedad argentina, el cual consiste en generar las condiciones para garantizar su acceso universal a precios razonables y asequibles para que la transición energética sea con justicia social.

Notas

1 Datos aportados por el plan de Naciones Unidas “Objetivos de Desarrollo Sostenible”. Ver: http://www.un.org/sustainabledevelopment/es/climate-change-2/

2 El IPCC fue creado en 1988, en seno de la Organización de Naciones Unidas, para que facilitara evaluaciones integrales del estado de los conocimientos científicos, técnicos y socioeconómicos sobre el cambio climático, sus causas, posibles repercusiones y estrategias de respuesta.

3 Ver: https://www.ipcc.ch/site/assets/uploads/sites/2/2019/09/IPCC-Special-Report-1.5-SPM_es.pdf

4 https://www.argentina.gob.ar/produccion/energia/planeamiento-energetico/panel-de-indicadores/produccion-gas-prom-diaria-cuenca

5 Decreto Nº 892/2020.

6 “Precios, Tarifas y Subsidios a la Energía”. EINSTOSS, Alejandro. Editorial EUDEBA, 2020. Pág. 62.

7 https://www.enargas.gob.ar/secciones/publicaciones/divulgacion-tecnica/pdf/informe_813.pdfhttps://www.enargas.gob.ar/secciones/publicaciones/divulgacion-tecnica/pdf/informe_813.pdf

8 https://www.enargas.gob.ar/secciones/publicaciones/divulgacion-tecnica/pdf/informe_813.pdf

9 https://www.enargas.gob.ar/secciones/gas-natural-comprimido/estadisticas.php

10 Se excluye las térmicas renovables y la nuclear.

11 China es el principal consumidor de este mineral para generar electricidad. Ver: China, un gigante enfermo de carbón. Any Bourrier. Le Monde Diplomatique. Edición 149-Noviembre 2011.

12 Ver: La convulsión de los mercados energéticos asusta a la economía global. Ignacio Fariza y Andrea Rizzi. El País, Madrid, 2/10/2021. Disponible en: https://elpais.com/economia/2021-10-03/la-convulsion-en-los-mercados-energeticos-asusta-a-la-economia-global.html

13 El precio del gas natural para generación eléctrica en Argentina se comercializa entre 2,5 USD y 3 USD por millón de BTU, mientras que en el mercado internacional está a 5,67 USD (al 4/11/2021). Ver: https://www.megsa.ar/App/null


















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