Estudió Ingeniería Industrial en la Universidad de Buenos Aires (UBA) y tiene un posgrado en Economía del Petróleo y el Gas Natural en el Instituto Tecnológico de Buenos Aires (ITBA). Ocupó cargos ejecutivos en YPF, Petrolera San Jorge y Chevron, como gerente Comercial y de Negocios. Fundó y dirige G&G Energy Consultants
Daniel Gerold es uno de los especialistas en energía más consultados por el sector privado. En una entrevista con la nacion, indicó que la pandemia mejoró la productividad de Vaca Muerta de una manera que podría cambiar el futuro de la Argentina. Proyectó que el gasoducto estará listo a mediados del invierno próximo y criticó el esquema de segmentación de tarifas.
–¿Por qué la Argentina importa gas, si tiene en Vaca Muerta la segunda reserva no convencional más grande del mundo?
–Tenemos un recurso, que para desarrollarlo, para que se transforme y llegue al mercado, hay que hacer inversiones enormes, como en gasoductos, por ejemplo. Pero desde hace 20 años, el país vive en emergencia y anomalía, y careció de reglas de juego para que se desarrollen las inversiones de largo plazo. Además, la demanda tiene una característica estructural: el consumo del segmento residencial en invierno es seis veces mayor que en verano; por lo tanto, hay que importar el gas o no suministrarlo al mercado.
–¿Hay forma de almacenar el gas para luego utilizarlo en los picos de demanda en invierno, o siempre será necesario importarlo en esa época?
–No tenemos la geología que tienen otros países, como Estados Unidos o Europa, que tienen cavernas y tienen un sello de sal, donde se puede almacenar y se puede producir en forma muy rápida. Nuestra geografía en los centros más poblados carece de esas características geológicas, y construirlas en superficie con obras de ingeniería es carísimo y muy poco razonable.
–¿Se puede hacer como si fuese una canilla, que la abrimos para que produzca gas en invierno y la cerramos en verano?
–Técnica y operativamente uno podría imaginar que es posible, y el Gobierno marcha hacia eso, porque pide o va a lanzar licitaciones para producir gas en invierno. El punto es que eso va a desequilibrar en algún aspecto el mercado, porque se va a desarrollar mucho el gas para el invierno, que se va a pagar a un precio mucho más caro que en el verano, pero mucho más barato que lo que cuesta importar gas natural licuado (GNL), pero después, en el verano, va a sobrar una gran cantidad. Parte de eso se va a exportar a los países limítrofes, a Chile, principalmente. Igual, va a sobrar mucho. Imagínense en 2023 cuando haya 11 millones de metros cúbicos día (m3/d), más de la capacidad de transporte, y en 2024, cuando haya 24 millones de m3/d. Va a sobrar gas cuando no sea invierno y, por eso, las empresas están pensando en proyectos de GNL.
–¿Es posible construir plantas de licuefacción, que permitan convertir el gas a estado líquido (GNL), para transportarlo sin necesidad de gasoductos?
–En los PowerPoint todo es posible. Pero para que sea probable, tiene que haber un marco de reglas y de condiciones económicas legales, de cumplimiento de la ley. Porque en la Argentina, que haya una ley o no es irrelevante, valga la paradoja. Hay que tener voluntades políticas de grupos que no coinciden en muchas cosas, para que coincidan en esto y, por lo tanto, lo respeten. Hay que mejorar las condiciones macroeconómicas y una serie de cuestiones. Nosotros no somos Texas. Pero es interesante que Vaca Muerta es un recurso de escala mundial, que desde 2017 se probó que se podía desarrollar en forma comercial y se aceleró después de la pandemia, donde la ganancia de productividad fue el game changer del negocio. Eso hizo cambiar la perspectiva, se mostró que se tiene una gran productividad. El promedio de Vaca Muerta es como lo mejor que hay en Estados Unidos. Eso genera una muy buena expectativa. Están dadas todas las condiciones para que se desarrolle, pero el costo de capital y de la incertidumbre en la Argentina es altísimo. Sobre esto hay que trabajar. Soy bastante optimista después de este game changer por las ganancias de productividad, porque no veo por qué alguien políticamente se vaya a oponer a esto.
–En los últimos tres gobiernos se habló de Vaca Muerta como una apuesta importante. ¿Por qué, sin embargo, no se pudieron fijar reglas de largo plazo?
–Una cosa es hablar bien y otra cosa es aplicar las políticas adecuadas. Yo rescato algunas cosas importantes de este gobierno, que en general pasan desapercibidas. Los derechos de exportación no se incrementaron, se respetaron; a lo mejor, porque no pueden, porque tiene que hacerlo el Congreso. Los permisos de exportación de gas que se comenzaron a dar en forma firme [sin interrupciones] a Chile para afuera del invierno se respetaron, aun cuando se necesitó aquí y, de repente, se pagó más caro que lo que se exportaba. Es algo no menor, muy importante. También el Gobierno estableció ciertas reglas, creó un Plan Gas. Aun con atrasos en los pagos, lo viene cumpliendo. No estamos muy lejos de la razonabilidad. Después de muchos años de hablar bien, ahora queda un paso más, que es cómo se legisla la autorización de exportaciones de largo plazo en petróleo y en gas, y en firme para estos proyectos grandes.
–¿Cuántos dólares le podrían ingresar al país por desarrollar aún más Vaca Muerta?
–De los US$5500 millones negativos entre importaciones y exportaciones energéticas de este año, el próximo puede ser un poco peor si todo se mantiene igual, pero en 2024 y 2025 ya el saldo será positivo. Mis proyecciones para 2025 me dan saldo positivo por US$9000 millones, que si se compara con los US$5000 millones de déficit, es una reversión de más de US$14.000 millones.
–¿Estas proyecciones son pese a la baja de precios internacionales?
–Los cambios geopolíticos y la reducción de inversiones que hay en petróleo en el mundo podrían hacer que los precios continúen altos. Rusia, el productor más grande de petróleo con Arabia y Estados Unidos, desaparece, porque deja de contar con la inversión extranjera, pero la demanda no cae. La Argentina tiene una posibilidad. Y si, además, se quiere ser agresivo en las estimaciones y proyectar la exportación de GNL para el fin de esta década en volúmenes grandes, hay una oportunidad relevante; es más concreta y se ve más cerca. Por eso, creo que el poder político, que en general entiende poco estas cuestiones y no las puede proyectar, tiene una posibilidad de verlo.
–¿Se llega a construir el gasoducto para el invierno próximo?
–En mi escenario base, el gasoducto va a estar con posibilidad de transportar 11 millones de m3/d iniciales para fin de junio o julio. Abarcará un tercio del invierno. Será un ahorro importante en términos relativos, pero no es un cambio que evitará el problema de los dólares del año. El mayor efecto estará en 2024, cuando estén las plantas compresoras; entonces, en vez de 11 millones de m3/d, serán 22 millones adicionales desde el principio del invierno. Nosotros importamos 60 millones de m3/d en promedio en el invierno, entre el gas de Bolivia, GNL, gasoil y fueloil. El gasoducto reducirá 11 millones, durante un tercio del invierno. En 2024, durante el invierno, reducirá 22 millones la dependencia de las importaciones.
–¿Cómo van a estar los precios del gas el año próximo?
–Según los mercados de futuro, el valor es de US$40 el millón de BTU [medida inglesa que se utiliza en el sector] para nuestro próximo invierno. Es mayor a los valores de entre US$28 y US$30 de este invierno, que ya es extraordinario porque en 2021 se pagaron US$8,3. Eso es lo que causó el vaciamiento de las reservas del Banco Central. Hubo abastecimiento a un costo extraordinario de la macroeconomía, y no sé si el año que viene van a estar los mismos precios de los granos para mantener el costo a lo que se importó este año, que fueron precios altísimos.
–¿Qué medidas pueden tomarse para morigerar la situación?
–Acordar con Brasil para importar energía eléctrica, sobre la base de generación térmica de fueoil, el combustible más barato. Entonces, en vez de importar el GNL a US$30, importamos energía que se generó con fueloil a US$18 el millón de BTU. Se puede apelar a acuerdos con industrias, para que en días críticos bajen su consumo, pagándoles a cambio.
–¿Cómo ve la segmentación de tarifas?
–El esquema es muy engorroso y no sé cómo lo van a implementar. De hecho, no lo han podido implementar. Segmentar las tarifas no tiene sentido, lo cual no quiere decir que no tenga sentido que hay consumidores que no puedan pagar la tarifa. Eso está claro, pero la instrumentación a través de tratar de adivinar cuál es el poder adquisitivo de cada medidor es una cuestión que yo no la vi en ningún lugar del mundo. Se puede identificar a los ciudadanos que reciben alguna clase de asistencia social, hay millones de planes para eso, y darles algún adicional en una tarjeta para que puedan pagar parte de la tarifa. Pero hay que aumentar las tarifas a todo el mundo del mismo modo, porque es un único servicio. Después, se ayuda al que necesita, es más simple de implementar. Hemos pasado todo el invierno y no se implementó ningún ajuste de tarifa. Hasta septiembre vamos US$11.300 millones de importaciones de productos energéticos.
–¿Y de subsidios energéticos?
–Más o menos $2 billones, que serían entre US$13.000 y US$14.000 millones equivalentes, el más alto desde 2014.
–¿Cuánto bajará el año próximo con la segmentación?
–Con estos aumentos que dicen que se están dando y con las proyecciones de evolución del tipo de cambio, una apuesta buena es que aumenten 30% nominal en pesos, entonces, tiene una reducción en términos reales. Yo no creo que se pueda reducir drásticamente a cero, como dicen muchos economistas o políticos, porque estalla el país como han estallado muchas sociedades en el mundo. Hay que hacer un proceso lógico. Como la Argentina tiene la característica de que el déficit se genera por tarifas que se pagan y son menores a lo que cuesta el servicio, y lo que más nos cuesta es lo que importamos en el invierno, si consumiéramos menos, importaríamos mucho menos. Algo inteligente para hacer, además, de la suba de tarifa, es premiar a quien reduzca su consumo. Si en invierno importamos 30% de lo que consumimos, y me cuesta seis veces más de lo que pago de producción local, si reduzco 10% el consumo, voy a importar a lo mejor el 15% de lo que necesito. La reducción es exponencial, se reduce más que el total. Y como es carísimo, el ahorro fiscal es enorme. Por ejemplo, si el usuario ahorra 15% su consumo, le damos tres meses con tarifa a mitad de precio, porque ese subsidio es mucho menor a lo que cuesta importar.
–¿Cuánto pagan los usuarios residenciales de gas y electricidad en el país? ¿Y cuánto se puede tardar en normalizar la situación?
–En gas se paga alrededor del 40% del costo y en electricidad, el 30%. Antes de que asumiera el gobierno anterior, hice unas proyecciones en la cuales evaluaba que, en la situación en la que se estaba, que era un poco peor a lo que es hoy, para normalizar las tarifas eléctricas se necesitaban ocho años y para las de gas, entre cuatro y cinco años.