Gas y electricidad: la grieta regulatoria que puede frenar nuevas obras

La Argentina enfrenta un problema que va más allá de cuánto gas y electricidad puede producir: la capacidad para transportar esa energía no crece bajo las mismas reglas. Un informe de la consultora Economía & Energía, dirigido por Nicolás Arceo, advierte que los esquemas actuales para ampliar las redes de gas natural y electricidad generan incentivos diferentes para los inversores y podrían terminar condicionando la expansión de la infraestructura energética en los próximos años.

El punto central es quién asume el costo y el riesgo de las nuevas obras. Mientras el Gobierno avanzó en un esquema de concesiones privadas para ampliar el transporte eléctrico, con recuperación de la inversión mediante cargos trasladados a los usuarios beneficiarios, en el gas natural el repago depende en mayor medida de que los generadores y otros demandantes puedan recuperar el costo a través de la renta que genera la utilización de esa capacidad.

Según el análisis de Arceo, esta diferencia puede generar una asignación ineficiente de los recursos: una obra puede ser necesaria para el sistema, pero no necesariamente rentable para quien debe financiarla.

Electricidad: el costo termina en la demanda

En el sector eléctrico, el Gobierno modificó el esquema de expansión para facilitar la participación del capital privado.

La nueva modalidad identifica obras consideradas prioritarias y permite que un concesionario asuma el financiamiento y la construcción. A cambio, recupera la inversión mediante una tarifa asociada a la Concesión de Obra Pública (COP), que pagan los usuarios beneficiarios identificados por CAMMESA.

El cambio busca pasar de un modelo de expansión con fuerte participación estatal a otro en el que el sector privado financie y construya infraestructura crítica, con reglas para garantizar el recupero de la inversión.

Entre las obras prioritarias aparecen corredores estratégicos de transmisión eléctrica para aliviar las restricciones que existen en AMBA, Patagonia y Centro.

El caso del AMBA es particularmente relevante: la región concentra alrededor del 40% de la demanda eléctrica nacional, por lo que las limitaciones de transporte pueden convertirse en un cuello de botella para el abastecimiento.

En gas, el riesgo queda del lado del inversor

El escenario es diferente para el transporte de gas natural. De acuerdo con el informe, el régimen de obra pública previsto por la Ley de Hidrocarburos no cuenta con un mecanismo equivalente a CAMMESA que garantice el recupero de la inversión.

Por eso, la viabilidad económica de una nueva obra depende fundamentalmente de que el costo pueda trasladarse a quienes utilizan la capacidad de transporte.

El problema aparece cuando una ampliación de la red modifica significativamente los costos del sistema. En ese escenario, el generador que financió una obra puede terminar obteniendo una renta menor justamente porque la nueva infraestructura redujo el costo de generación.

Es una paradoja que atraviesa el actual proceso de expansión: la obra puede ser beneficiosa para todo el sistema, pero reducir el incentivo económico de quien debe pagarla.

El caso del Gasoducto Perito Moreno

El informe toma como ejemplo la primera etapa del Gasoducto Perito Moreno, anteriormente denominado Néstor Kirchner.

La obra permitió incorporar 21 millones de metros cúbicos diarios (MMm³/d) de capacidad de evacuación desde la Cuenca Neuquina y aliviar las restricciones de transporte hacia la región Centro y el AMBA.

Según Economía & Energía, entre su puesta en funcionamiento en 2023 y abril de 2026, el gasoducto generó ahorros acumulados por US$ 2.327 millones.

La reducción de importaciones de combustibles líquidos y GNL permitió, de acuerdo con el análisis, compensar la inversión realizada con financiamiento del Estado Nacional y organismos multilaterales.

Ahora, la ampliación y potenciación del gasoducto mediante el proyecto impulsado por TGS permitirá sumar otros 14 MMm³/d de capacidad de evacuación desde Vaca Muerta durante el próximo año.

El efecto esperado es una menor utilización de combustibles líquidos en la generación eléctrica y una reducción de las importaciones de GNL durante el invierno.

Más gas también cambia el negocio eléctrico

La ampliación de los gasoductos tiene además un impacto directo sobre el mercado eléctrico.

Con mayor disponibilidad de gas natural en la región Norte, las centrales de ciclo combinado pueden elevar su factor de utilización y desplazar combustibles líquidos más caros.

Pero allí aparece el principal punto de tensión que identifica Arceo.

Actualmente, mientras las centrales térmicas todavía necesitan combustibles líquidos y GNL durante buena parte del invierno, existe una renta que permite justificar económicamente la compra de capacidad adicional de transporte de gas.

El generador puede apropiarse de parte de la diferencia entre el costo marginal del sistema y su propio costo de operación, y utilizar esa renta para afrontar el costo de la infraestructura.

El problema surge si la expansión de los gasoductos y el crecimiento de la oferta local logran eliminar casi por completo la necesidad de combustibles líquidos y GNL.

En ese escenario, el costo marginal del sistema eléctrico podría caer fuertemente. Y con él también se reduciría la renta que capturan los generadores térmicos que financiaron capacidad de transporte de gas.

Según el informe, una baja demasiado pronunciada de esa renta podría hacer que el generador ya no tenga ingresos suficientes para garantizar el repago de la obra.

Es decir: cuanto más eficiente se vuelve el sistema de gas, menor puede ser el incentivo económico para que un generador térmico financie nuevas ampliaciones.

El renovable juega con otra ecuación

La situación es diferente para la generación renovable. En un contexto donde todavía existen restricciones en el transporte de gas, la incorporación de nueva generación renovable puede capturar rentas vinculadas al costo marginal del sistema sin que su ecuación económica se vea afectada de la misma manera por la ampliación de los gasoductos.

Además, cada nuevo megavatio renovable tiende a reducir el costo marginal del sistema. Eso genera un efecto adicional: la expansión renovable puede reducir las rentas de los generadores térmicos, justamente los actores que tienen incentivos para financiar parte de las nuevas obras de transporte de gas.

El resultado es una estructura de incentivos que, según Economía & Energía, puede terminar favoreciendo determinadas inversiones y desalentando otras, aun cuando todas sean necesarias desde el punto de vista del sistema.

Dos redes, dos reglas

La conclusión del informe es que la Argentina está construyendo dos modelos diferentes para expandir su infraestructura energética.

En electricidad, el costo de las nuevas obras se traslada a la demanda beneficiaria, por lo que el generador no queda expuesto directamente al riesgo de repago.

En gas, en cambio, buena parte del riesgo recae sobre los generadores térmicos y otros usuarios que deben capturar ingresos suficientes para justificar la inversión.

La diferencia no es menor. En un escenario de fuerte crecimiento de Vaca Muerta, mayor generación renovable y creciente demanda eléctrica, las redes de transporte se convierten en una pieza central del sistema energético.

Para Arceo, las asimetrías regulatorias podrían terminar condicionando qué obras se realizan, quién está dispuesto a financiarlas y a qué velocidad se expande la infraestructura.

El desafío, entonces, no es solamente producir más energía: es diseñar reglas que permitan financiar y recuperar las obras necesarias para transportarla sin generar incentivos contradictorios.