Crisis Energética y Regasificación

(Notas de Usuarios) – En los últimos meses se ha presentado a la importación de GNL y su posterior regasificación en terminales portuarias locales como la respuesta a la crisis energética en Argentina. A continuación se exponen algunos puntos que relativizan este rol. En primer lugar, el comercio internacional de GNL se ha intensificado en los últimos años a nivel mundial. Entre 1990 y 2007 la capacidad de licuefacción mundial se triplicó. A su vez, actualmente 19 proyectos de regasificación se encuentran en construcción y se planifican otros 28, según se puede ver aquí. Este dato marca que no se trata de una estrategia del gobierno nacional frente a la crisis energética local, sino un movimiento a escala mundial. No todos los sistemas energéticos nacionales se encuentran en crisis. Esta tendencia mundial parece responder más a cuestiones de rentabilidad, que a necesidades reales de los usuarios de gas natural.

• Desde fines de los 90 el sector de GNL ha experimentado un aumento de rentabilidad. Esto se debe a la implementación de nuevas tecnologías más eficientes en las fases de licuefacción, pero primordialmente, como se puede leer en este enlace, a una caída notable en los costos de transporte originados en la operación de buques de porte cada vez mayor que permiten distribuir el costo de traslado entre mayores cantidades de fluido.
• Desde 2005, además, la fase de regasificación experimentó un nuevo salto ascendente de rentabilidad al poner en marcha buques regasificadores, que prescinden de los elevados costos de inversión de instalaciones en tierra. Para ilustrar: una planta regasificadora onshore requiere una inversión de unos u$ 500 millones, tiene un período de recupero de entre 25 y 50 años, ocupa grandes superficies de suelo y los costos de puesta en marcha son virtualmente irrecuperables. La inversión en plataformas de regasificación demanda menos de u$ 100 millones y no están atadas al territorio. La empresa pionera en regasificación a bordo es Excelerate, aunque en el mercado operan más, como Hamworthy o Exmar.
• La contrapartida de esta menor inversión y mayor flexibilidad locacional es que la regasificación a bordo (en buques como el que opera actualmente en el muelle de Mega y el del proyecto de Cuatreros) tiene mayores costos unitarios que la regasificación realizada en tierra. Por encima de los 14 millones de m3 diarios, las terminales offshore tendrían costos mayores que su contraparte en tierra. De modo, que en períodos de alto consumo de gas, los usuarios deberían pagar la disponibilidad un precio todavía mayor.
• La importación de GNL y su regasificación, al estar determinadas por criterios de rentabilidad privados, no necesariamente garantizan la disponibilidad de gas en el mercado interno. En todo caso, si los precios y costos son adecuados la oferta de gas mejorará.
• El punto crítico de las terminales de regasificación es el costo de aprovisionamiento de GNL; entre 2007 y 2008 el Reino Unido tuvo varias de sus terminales regasificadoras sin funcionar debido a que sus operadores no conseguían GNL. Del mismo modo, en 2009 y 2010, varias plantas regasificadoras de Canadá y EEUU tuvieron más del 90% de capacidad ociosa, según se lee aquí..
• Un informe sectorial (disponible en idioma inglés este enlace ) recomienda que, para evitar las fluctuaciones derivadas de los vaivenes de la oferta de GNL las terminales regasificadoras se integren o celebren acuerdos de mediano plazo con plantas de licuefacción.
• La mayor oferta de shale-gas (extraído de rocas subterráneas) y la crisis europea ha mermado el interés en varios proyectos de regasificación, al punto que, de 46 planes de inversión bajo estudio en 2011, 18 de ellos fueron cancelados o suspendidos (la mayoría en EEUU y Canadá, seguidos por Italia, Francia y Alemania).
• Los contratos de mediano plazo pueden ser asimismo antieconómicos. En noviembre de 2011, Enarsa encargó 55 buques de GNL a un consorcio de proveedores (entre los que se encuentran Repsol y British Petroleum) por la suma de u$2300 millones. Esto arroja un costo promedio de u$13 por millón de BTU[1]. El precio de referencia en el mercado spot (de entrega inmediata) para el gas natural comprado por países latinoamericanos es el Henry Hub, actualmente en torno a u$2.5 por millón de BTU, en camino descendente desde 2010. Si a ello se le suma un costo de transporte «pesimista» de u$5.6 / millón de BTU -considerando una de las rutas más largas de acarreo-, el precio de GNL puesto en las terminales regasificadoras locales no debería superar hoy los u$8.1 por millón de BTU. Enarsa lo pagará 60% más caro.

[1] unidad térmica inglesa que expresa el contenido de calor en fósiles energéticos