El Ingeniero Daniel Ridelener, CEO de TGN – desde 2008 – quien previamente desempeñó distintas funciones en esta misma empresa y en la Organización Techint, señala que “si bien el mundo hizo grandes avances en el desarrollo de fuentes renovables de energía es difícil predecir cuándo serán las fuentes predominantes”

“El país tiene un enorme potencial en su sector gasífero”

“Debemos considerar además el impacto en los mercados bursátiles y financieros que afectaron fuertemente el valor de las empresas y sus posibilidades de financiamiento”, analiza Ridelener, quien participó, a lo largo de su carrera, como expositor en congresos y seminarios relativos al desarrollo del mercado gasífero en Argentina y en Sudamérica.

Actualmente, el Ingeniero Ridelener forma parte de la Comisión Directiva del CEADS, del CAI, del IAPG, es miembro del Instituto de la Energía de la Academia Nacional de Ingeniería y en el año 2015 presidió la Semana de la Ingeniería

Y antes de ingresar al tema, hace una válida aclaración: “Habría que dejar muy en claro que las respuestas pudieron haber sido válidas antes de esta crisis y deberían ser revisadas una vez que salgamos de la misma”.

-Hacia fines del 2019, transportaba el 40% del gas inyectado en gasoductos troncales locales, lo que representa el 20% de la matriz energética argentina, ¿estas cifras crecieron, se mantienen? ¿Por qué?

-Argentina es un país eminentemente gasífero. En la matriz energética mundial, el gas natural tiene una participación cercana al 23 %, sin embargo en Argentina, este porcentaje supera el 50%. Esto es algo muy positivo porque la mayor participación del gas natural va en desmedro de combustibles mucho más contaminantes como el carbón y el petróleo. En Argentina existen dos sistemas troncales de transporte de gas. En nuestro caso, transportamos todos los días aproximadamente el 40% del gas que se mueve en la Argentina. Este porcentaje, afectado por la participación del gas en la matriz energética, da el 20% que usted mencionaba en su pregunta. Estos porcentajes con pequeñas variaciones se han mantenido estables en los últimos años.

-¿Cómo estamos en cuanto a la transición energética, que aplica a la Argentina y es a nivel mundial?

– Es aún difícil predecir cuándo las energías renovables van a ser nuestra fuente principal de abastecimiento. Además de razones que tienen que ver con el costo de producir energía y con la existencia de un extenso parque de generación de energía eléctrica convencional, hay un tema que aún no fue resuelto en forma económica. Me refiero al almacenamiento de energía eléctrica, sin este eslabón va a ser muy difícil que energías intermitentes, como lo son la eólica y la solar, tengan un rol preponderante. De todas formas, la situación actual dista mucho de ser la ideal. La matriz energética mundial tiene 26% de participación de carbón y el 31% de participación de petróleo. Concretamente el 90% del carbón que hoy se quema es para generar energía eléctrica, proceso que podría hacerse en forma más eficiente y limpia en ciclos combinados a gas natural. Por otra parte, veremos crecer el parque de autos eléctricos que tienen mucho menor nivel de contaminación que los autos que hoy conocemos. Esta nueva demanda de energía eléctrica será abastecida en parte por fuentes renovables y en parte por nueva generación a gas natural.

-Mucho se ha dicho respecto del sistema de Vaca Muerta, ¿en qué situación está hoy la extracción de gas no convencional en ese yacimiento? ¿Evolucionó, involucionó, se mantiene estable? ¿A qué lo atribuye?

– En este caso puntual creo importante analizar la película entre el 2017 y mediados del 2019. En este período vimos cómo creció la producción de shale gas llegando a los 35 MMm3/día. Vimos el desarrollo de campos desde cero como Fortín de Piedra, la consolidación de los pozos de rama lateral, mejoras en productividad, tanto en la etapa de perforación como en la de fractura, y una fuerte caída de precios, producto de la mayor oferta de gas en el período estival. La variable económica tiene un rol central en el desarrollo de Vaca Muerta. Recién mencioné una caída de precios producto de una mayor oferta que demanda, situación que se da en los meses fuera del invierno. Argentina tiene una marcada estacionalidad de consumo entre mayo y septiembre de cada año. Tener un sistema de producción disponible para abastecer el pico de invierno implica una remuneración que pague el haber invertido para producir sólo cuatro o cinco meses. Para administrar esta situación podría existir una combinación de precios diferenciales, entre invierno y verano y/o exportación en los meses de menor consumo local, de forma de balancear la estacionalidad que muestra nuestra curva de demanda. Para este invierno vamos a ver menor disponibilidad de gas en cuenca neuquina comparado con el invierno 2019.

-Una de las principales dificultades que presenta ese yacimiento es la falta de gasoductos para transportar el gas extraído de la cuenca, ¿cómo está en la actualidad esta situación?

-Cabe una aclaración previa. Muchas veces hemos escuchado que faltan gasoductos o que no se han construido gasoductos desde hace décadas. Debemos entender que una vez construido un ducto troncal, en general y salvo que tengamos una demanda muy significativa, conviene expandir ese gasoducto existente. Debemos volver a lo comentado anteriormente, acerca de la estacionalidad de la curva de demanda argentina. Uno debe hacer un análisis técnico – económico para determinar la demanda óptima para la cual tiene sentido construir capacidad de transporte. Para ser más explícito plantearé un ejemplo extremo: Pongamos un déficit de 1 MMm3/d de capacidad de transporte para abastecer una demanda durante la semana más fría del año. Difícilmente esa demanda esté en condiciones de pagar la construcción de nueva capacidad de transporte para disponer de gas sólo una semana al año y tendrá sentido utilizar un combustible a priori más caro. Dado que la diferencia entre consumos de verano y pico de invierno puede alcanzar los 60 millones de metros cúbicos – día, este análisis es relevante al momento de determinar cuál es la capacidad faltante. A esto debemos sumarle otro análisis, desde el punto de vista de quien invierte en nueva capacidad de transporte. Por lo general son inversiones muy significativas, cuyo recupero está en el orden de los quince años y que por su magnitud requiere fuentes de financiamiento del exterior. Esto implica contar con una macroeconomía estable, contrapartes solventes y una moneda contractual en línea con las fuentes de financiamiento.

-Hubo un proyecto bastante concreto para la construcción de un gasoducto que transportara el gas extraído de Vaca Muerta hacia la localidad de San Nicolás, con una inversión de unos U$S 1.200 millones, y una capacidad aproximada de transporte de unos 25 millones de metros cúbicos de gas por día ¿En qué estado se encuentra?

-El gobierno anterior había comenzado un proceso para licitar una nueva licencia de transporte de gas. El proyecto consistía en construir una primera etapa entre Neuquén y la localidad bonaerense de Salliqueló para conectar con el sistema de TGS (cuya inversión rondaba los mil millones de U$S) y una segunda etapa entre este último punto y la localidad de San Nicolás conectando con el sistema de TGN. Antes del cambio de gobierno la licitación se pospuso al 31 de marzo, y en este contexto lo más razonable sería una nueva postergación.

-¿La política tarifaria, entonces, se presentaba como una dificultad a la hora de realizar estas inversiones, ya que no se alcanzaba la posibilidad de repago requerida para semejante inversión?

– La política tarifaria es fundamental para permitir la realización de inversiones en nueva infraestructura. En nuestro país tenemos un problema al momento de planificar el repago de proyectos de esta magnitud derivado de los vaivenes macro económicos y por ende del riesgo que implica para quien invierte asumir compromisos financieros en U$S y tener ingresos en pesos. Por este motivo el proyecto licitado preveía un contrato inicial, con precio en U$S por 10 MMm3/día y a 15 años. Hoy la situación de las licenciatarias es más incierta porque las tarifas están congeladas y con un mandato de ser revisadas. Esto, si bien debería ser resuelto en los próximos meses según dice la ley de emergencia, no significa que no existan otros mecanismos para construir nuevos gasoductos o nuevas redes, en la larga historia del gas en Argentina se han usado distintos caminos para viabilizar que el gas llegue a más regiones del país y a más hogares.

-¿En qué cifras se encuentran las exportaciones de gas hacia Brasil, Chile, Bolivia y Uruguay?

-En estos días la exportación fluctúa entre 10 y 12 MMm3/d. Sin embargo, este volumen está muy influenciado por la demanda doméstica. Hubo algunos días de este verano en que la exportación fue cortada para abastecer las necesidades del sector eléctrico. Si miramos un horizonte de mediano plazo Argentina tiene una demanda regional que podría estar entre 15 y 20 MMm3/día. Creo que consolidar esta exportación, es relevante para el sector gasífero que como explicamos antes tendrá mayor estabilidad en su producción, es relevante para los consumidores locales que por esta mayor estabilidad en la producción tendrán precios menores, es relevantes para los trabajadores que verán una mayor demanda de empleo y es relevante para el Estado Nacional que obtiene divisas de exportación.

-¿En qué estado se encuentra el antiguo proyecto de Transportadora Sulbrasileira de Gás (TSB), para conectar la red entre Uruguayana y Porto Alegre, a través de un nuevo gasoducto?

-Cuando uno mira la malla de gasoductos regionales tiene mucho sentido el tramo Uruguayana – Porto Alegre porque termina cerrando un anillo gasífero que vincularía las reservas argentinas (todas sus cuencas) con las reservas bolivianas, el pre sal brasilero y los mercados de Argentina y Brasil. Actualmente hay dos pequeños tramos de unos 25 km cada uno construidos, uno en Uruguayana y el otro en Porto Alegre. En algún momento se darán las condiciones para construir los 550 kilómetros faltantes y cerrar este anillo que permitiría que el gas argentino abastezca los estados de Río Grande do Sul y Santa Catarina, una demanda que estimo ronda los 7/10 MMm3/día.

-¿Qué otras cosas importantes quedan por hacer en el país cuando hablamos de gas y del transporte del mismo?

-Argentina tiene un potencial de desarrollo muy grande de su sector gasífero. Vaca Muerta permitiría que se desarrollen nuevas industrias gas intensivas como la química y petroquímica, permitiría abastecer la demanda regional y a su vez pensar en proyectos de exportación de GNL a países más lejanos. Si bien hoy el mercado de GNL muestra cierta saturación y precios bajos, las proyecciones al 2024 muestran oportunidades para abastecer una demanda creciente, sobre todo en países asiáticos.

-En una empresa de gas, ¿cuantos tipos de ingeniería intervienen en cada uno de los procesos? ¿Qué tipos de ingenieros faltan en la actualidad para trabajar en una empresa vinculada al transporte de gas?

– En TGN trabajan ingenieros de distintas especialidades: civiles, industriales, mecánicos, químicos y electricistas. Nosotros hemos sido exitosos al momento de reclutar ingenieros, sin embargo, opino que el país tiene un déficit de formación de profesionales de la ingeniería que es más visible en las ramas más técnicas como por ejemplo en ingeniería mecánica. La industria del gas tiene particularidades que muchas veces nos llevan a desarrollar a nuestra gente con cursos de posgrado específicos. Varias universidades y centros de estudio dictan estos cursos a lo que sumamos un centro de transferencia de conocimientos interno (CTC) que nos permite transferir el know how adquirido por nuestros profesionales a las nuevas generaciones.

-En su caso, ¿por qué eligió la carrera de ingeniería industrial?

-Crecí en una casa con un padre ingeniero civil que desde muy chico me contagió la pasión por la ingeniería. Nunca tuve dudas de que carrera seguir cuando terminase el colegio secundario sin embargo las circunstancias me llevaron a comenzar mi carrera en el ITBA donde no existía la especialidad Civil. Mi idea original era cursar 2 años y cambiarme a la UBA donde sí podría cursar ingeniería civil, pero a medida que entendía mejor el trabajo de un ingeniero industrial más me gustaba esta especialidad que fue la que finalmente elegí.