El Plan Gas 4 consiste, como explicamos en notas anteriores, (ver Plan Gas IV – Asegurar energía competitiva para Argentina.) en la contractualización de la porción del mercado de Gas Natural destinado a la Demanda Prioritaria y al consumo para generación de Energía Eléctrica (CAMMESA).

Esta iniciativa pretende incentivar la producción nacional de gas y, de esta manera, asegurar el suministro a todos los segmentos de consumo del país: Usinas, Residencias e Industrias. Dado el tamaño de esta licitación -casi 70 millones de metros cúbicos diarios-, los precios ofertados son tomados como referencia en el mercado e impactan sobre todos los segmentos que componen la demanda.

En la siguiente figura puede observarse cómo el precio promedio para el período invernal fue de 4.2 USD/MMBTU y para el período estival de 2.8 USD/MMBTU, lo que significa un promedio anual de 3,4 USD/MMBTU.

Este ha sido uno de los diversos factores que han hecho que la industria se vea severa e imprevistamente afectada. Llevando a una marcada escasez actual y proyectada de gas y una notable suba en los precios.

Aprovechar eficiente y sustentablemente el potencial gasífero argentino es posible. Primero y principal, con lo obvio: un marco institucional sólido, sustentable y perdurable, con políticas fiscales y regulación que incentiven genuinamente la inversión privada. Las explotaciones de gas no convencional requieren de una inversión sostenida en el tiempo. Si los vientos no soplan a favor, la inversión baja y la producción se ve afectada. El corriente año y el 2020 son fiel reflejo de esa característica, con yacimientos que declinaron mucho más rápido de lo que lo hace un pozo convencional y afectaron la oferta disponible de manera relevante.

Lo segundo y quizás no tan obvio, al menos para los que no son del rubro, es la estabilización de la curva de demanda a lo largo del año o, al menos, una reducción de sus vaivenes.

En años normales de la Argentina, la diferencia de consumo de gas entre el invierno y el verano puede ser de un cincuenta por ciento. En años particularmente fríos, puede ser mucho más que eso, aún cuando buena parte de la demanda se pasa a combustibles líquidos. Hoy, esa diferencia se cubre en mayor parte con importaciones de gas natural provenientes de Bolivia y de LNG por los puertos de Escobar y Bahía Blanca. Nos sobran recursos explotables para cubrirla con producción local, pero la inversión tanto en extracción como en transporte e infraestructura asociada no es viable si en los meses templados no tenemos demanda suficiente.

La solución es profundizar la integración energética regional. De otro modo no se conseguirá la magnitud de inversiones necesaria para lograr una posición neta exportadora. Esta permitiría sustituir el combustible importado con producción nacional, además de estabilizar y bajar el precio del insumo a nivel local.

SAESA dio su primer paso internacional en el 2020, adquiriendo la Central Térmica Uruguaiana. Se trata de un activo estratégico en la integración energética regional, porque funciona con gas argentino y entrega energía eléctrica a Brasil. Además, aunque aspira a funcionar todo el año, lo puede hacer en los períodos en que de nuestro lado sobra gas y del otro lado falta energía eléctrica. Continuamos, confiados en el futuro, con nuestra actividad de dieciséis años de trading en la Argentina, ofreciendo gas a grandes industrias en todo el país.

Por 4 años, el Plan Gas fija mediante contrato la demanda prioritaria -la residencial- y la demanda para generación de energía eléctrica. Da a los productores un marco claro y precios conocidos en el mediano plazo, con incentivos colocados para sostener y aumentar la producción que se premian con cupos de exportación en firme fuera del invierno.

Pero el Plan es sólo un primer paso, ya que todavía otorga al estado el rol de comprador central. Esto expone la implementación del plan a vaivenes políticos y fiscales. Además, excluye a mecanismos de mercado que han probado su eficiencia en el mundo impulsando inversiones y bajando los precios. A medida que se logren ciertos hitos, el plan debería ceder el lugar a la interacción libre entre privados y a un mercado más profundo y sofisticado, con precios no tan influidos por planes de estímulo y políticas de estado sino por realidad y proyección económica.

La Argentina debe volver a exportar gas en condición firme, planificar y asumir compromisos regulatorios que incentiven a oferta y demanda a firmar contratos de largo plazo. De otro modo, no se conseguirá la magnitud de inversiones necesaria para lograr una posición neta exportadora que permita ir sustituyendo el combustible importado con producción nacional, además de estabilizar y bajar el precio del insumo a nivel local.

Podemos vender nuestro gas a todo el mundo como LNG, es decir licuado y conservado a muy bajas temperaturas para reducir su volumen. Nuestros sobrantes de verano son coincidentes con la mayor demanda de invierno de los países del hemisferio norte; la ventana de precios es muy oportuna.

Desarrollar la infraestructura necesaria para poder ofrecer el producto requiere tiempo y, sobre todo, capital. Vía gasoductos, estamos conectados y listos para exportar a Chile, Uruguay y Brasil. Allí, buena parte de la demanda se satisface desde Bolivia, con combustibles líquidos o LNG. Estos últimos suelen tener precios altos y volátiles. En la medida en que logremos firmeza y estabilidad en la oferta, los países vecinos serán mercados en los que podríamos entrar mañana mismo.

El potencial en Brasil es particularmente atractivo por varios motivos. Hoy es, a grandes rasgos, la mitad del mercado argentino, pero sólo porque la mayoría de la potencial demanda consume otros combustibles en sus procesos productivos. La reciente desregulación del mercado de gas augura un período de inversiones en los que la oferta probablemente crezca a grandes saltos, pero a nivel local será insuficiente para atender a toda la demanda deseosa de salir de combustibles caros, ineficientes y contaminantes.