Los riesgos y oportunidades de la libre exportación del gas
La desregulación del sector gasífero ofrecerá un panorama de inquietudes, objetivos y riesgos. Una tarifa común para el mercado local y las exportaciones.
Una de las premisas de la Ley Bases fue la desregulación del mercado hidrocarburífero. La medida significa que el mercado local dejará de ser una prioridad y buscará maximizar la renta de la mano de la exportación de los recursos extraordinarios que ofrece Vaca Muerta.
Las bondades del shale ofrece un futuro prometedor, pero este cambio de escenario implica oportunidades y riesgos. La libre exportación no se dará de la noche a la mañana. El esquema que se viene cumpliendo desde la década del 60 es que la Secretaría de Energía de la Nación realiza un balance de oferta y demanda para fijar cuál es el nivel de excedentes que se puede exportar.
“Esto se viene cumpliendo desde 1967, aunque en la ley 27.274 el principio parece ser otro, el de la liberación. No obstante, la norma establece que será la autoridad de aplicación quien resolverá el mecanismo regulatorio”, explicó Juan José Carbajales, director de la consultora Paspartú.
La cartera energética otorgó nuevos permisos para todo el 2025, en el marco del Plan Gas.Ar, por lo que decidió mantener el esquema actual, que rige hasta diciembre de 2028 y no innovar con la liberación total.
El gran salto hacia la desregulación se dará a partir de la ampliación del sistema de transporte. La solución para este cuello de botella viene de la mano de estabilizar la macroeconomía para recibir inversiones, financiamiento y acuerdos de largo plazo en firme con otros países.
Otro de los puntos que implica solucionar la falta de gasoductos es la estacionalidad. Es que en los meses más fríos del año es casi imposible exportar gas debido al riesgo de no abastecer el mercado interno.
La ventaja que tiene el país es el enorme recurso que significa Vaca Muerta. A partir de la formación no convencional, Argentina podría producir gas por los próximos 160 años, por lo cual hay suficiente hidrocarburo para abastecer el mercado interno y exportar al mundo.
Una tarifa que iguale
Si bien el país cuenta con recursos abundantes y con obras de evacuación en construcción, para el consultor energético, Alejandro Einstoss, el debate pasa por el proceso de pricing del gas en el mercado interno.
“La Argentina tiene un recurso muy importante y va a tener un proceso de inversión muy grande. Eso va a generar una ganancia de competitividad que va a bajar costos. Entonces, el precio del gas a ser exportado debe tener un precio en boca de pozo sumamente competitivo y la llave está en sea trasladado al mercado interno”, analizó.
El integrante del Instituto Argentino de la Energía (IAE) General Mosconi consideró que tanto la Ley Bases como el RIGI omitieron un artículo que traslade los beneficios de una escala enorme de producción al mercado interno vía precios. “Me parece que es el talón de Aquiles de todo el sistema”, afirmó.
“Me parece un problema es que no haya nada que asegure cantidades y precios para el mercado interno. Y eso debería ser revisado por la reglamentación de la ley”, destacó.
Carbajales coincide con la mirada de Einstoss. “Las oportunidades para la industria radican en poder exportar en verano, cuando aquí baja la demanda y, por ende, los precios spot. Para el Gobierno son mayores ingresos por retenciones del 8%”, afirmó el exsubsecretario de Hidrocarburos de la Nación.
Los riesgos de la libre exportación
“Los riesgos radican en que, si no se fija un precio mínimo de exportación (como hasta ahora), la competencia por ganar mercados en Chile -y tal vez en Brasil, próximamente- lleve a una ‘gibarización’ de los precios, algo que ya sucedió en 2019”, agregó.
Otro riesgo que implica la desregulación del mercado es que los mayores precios de exportación tiendan a trasladarse al mercado local en próximas rondas del Plan Gas.Ar. Un ejemplo cercano puede ser la oportunidad de llenar la reversión del Gasoducto Norte.
En tanto, Ernesto Díaz, vicepresidente para Latinoamérica de la consultora Rystad Energy, afirmó que el país debe definir una misma tarifa. “Argentina está en condiciones de aspirar a tener cierta liquidez en el mercado de gas como para tener un precio de referencia como puede ser el Henry Hub en Estados Unidos o marcadores de Asia u Europa”, consideró.
El especialista manifestó que es necesario definir un mismo precio para el mercado doméstico como para la exportación. Obviamente, a los envíos al exterior se le agregarán ítems como el transporte, los costos de licuefacción, transporte a destino y el costo de gasificación.
“El precio en el mercado de consumo va a ser distinto al precio en Argentina, pero en igualdad de condiciones tendría que ser el mismo precio. Y si el Estado decide subsidiar determinados sectores o segmentos de la economía del mercado local deberá asumir ese costo”, detalló.
Una misma tarifa ayudaría a evitar especulaciones, distorsiones en el mercado y tener una referencia y poder hacer viables las inversiones. “Si no se tiene una lógica de precio y una referencia sujeta a determinadas reglas, ningún inversor va a construir su infraestructura”, advirtió Díaz.
El eje central
Einstoss subrayó que se debería evitar el desdoblamiento del precio del gas. “No podemos tener un escenario donde las empresas tengan un precio en boca de pozo para exportar y un precio en boca de pozo para vendérselo a alguna distribuidora. El precio del gas debería ser el mismo porque eso garantiza que la baja de costos por exportación se traslade al mercado local”, ponderó.
¿Cuándo se llegará a una tarifa igualitaria? Para el vicepresidente para Latinoamérica de Rystad Energy, todo depende de la liquidez del mercado doméstico y de los volúmenes de producción y transporte.
“Lo primero que hay que tener es el sistema de transporte para que el productor tenga la certidumbre de que va a poder colocar la producción de gas en el mercado. A partir de ahí vas a tener volúmenes crecientes de gas y en paralelo se va poder exportar a Chile o al sur de Brasil”, afirmó.
El primer objetivo del shale gas argentino es desplazar a las importaciones de GNL y de carbón que mantiene el país trasandino. Otro mercado a conquistar es el brasileño, que en principio será en volúmenes acotados, pero luego puede escalar si se construye la infraestructura para llegar a Sao Paulo.
En paralelo avanzará la planta de GNL de YPF y Petronas. Las compañías estiman que el proyecto comenzará a mediados de 2028/2029. A esto hay que sumarle la iniciativa de Pan American Energy (PAE) y Golar, que arrancará antes que la planta en Punta Colorada.
“En la medida que puedas hacer exportaciones en firme, tengas contratos a largo plazo y las inversiones en la infraestructura necesaria vas a tener mayor liquidez. Y cuando eso suceda Neuquén puede llegar a convertirse en un hub y pueda tener un precio de referencia que va a servir tanto para el mercado doméstico como para el mercado internacional”, destacó.
“Después si el Estado quiere de alguna manera subsidiar ciertos sectores de la economía va a tener que subsidiar por el lado de la demanda, no por el lado de la oferta porque el precio no lo tendría que tocar”, añadió.
Diaz también aseguró que en la medida que tengas más volumen y puedas transportar ese volumen y colocarlo en el mercado va a ser más fácil tener un precio único.
El país comenzó a encarar el proceso hacia la libre exportación, pero Carbajales sostuvo que todavía falta camino por recorrer. “La desregulación aún es incipiente en el sector gasífero, las ‘bases’ van recién por los primeros cimientos”, aseveró el titular de la consultora Paspartú.
Por Antonio Ojeda
La mañana en Neuquén