Hace casi una década que Argentina sabe que dispone de una de las mayores reservas gasíferas del planeta, lo que todavía no sabe es cómo lidiar con ella.

Durante los años 90’ la industria extractiva se organizó bajo un modelo de competencia con una fuerte concentración de la oferta y por tanto los precios venían dados por los el precio del combustible que sustituía en el uso de las usinas térmicas, el fueloil.

A partir de 2002, finalizada la etapa de Convertibilidad, la determinación de precios internos nunca pudo establecer un esquema de estabilidad que alentara la inversión y proveyera la energía a precios asequibles al mismo tiempo.

Ciertamente la inestabilidad cambiaria, y en definitiva macroeconómica, se terminó deglutiendo cualquiera de los esquemas establecidos por el planificador/regulador en lo que va del siglo XXI, y la sábana corta se terminó inclinando para uno u otro lado del colchón, alternativamente.

Hasta el 2015 el foco en el lado del consumidor terminó generando una reasignación de renta en favor de los usuarios, pero afectando la inversión y finalmente las cuentas externas y fiscales, a partir de la necesidad de importar gas caro con recursos presupuestarios.

Posteriormente y hasta 2019, se puso foco en la promoción de la inversión con impacto sobre los presupuestos de los hogares, aunque expandiendo la oferta doméstica sin una demanda (sobre todo industrial) que pudiera sacar ventaja de esa mayor disponibilidad del fluido.

No obstante, a lo largo de todo el período se han generado esquemas de incentivos costosos para el fisco, y con un rasgo estructural de insuficiencia de abastecimiento doméstico estacional en el invierno, producto de la incapacidad de generar excedentes o de la posibilidad de almacenar el exceso estival de producción, en períodos recientes. Ello ha llevado a convertir a la Argentina en un importador neto de gas en la última década.

Y como lo ha reconocido la Corte Suprema en el fallo CEPIS en 2016, los mecanismos competitivos en Argentina aún no funcionan, por lo que se requiere una planificación centralizada a la hora de determinar el funcionamiento de este promisorio mercado.

Oportunidad, mérito y conveniencia

El planeamiento energético se supone que parte de un análisis global y estructural para llegar a la toma de decisiones locales y microeconómicas. Es por eso que algunas medidas que pueden ser inapropiadas en ciertas coyunturas pueden ser muy oportunas en otras circunstancias. Veamos algunos ejemplos.

La decisión de fomentar el uso de los biocombustibles ha sido acertada a mediados de la década del 2000, cuando todavía se desconocía el potencial de Vaca Muerta, pero posiblemente en el contexto actual, fomentar la expansión de la oferta no resulte eficiente.

Asimismo, determinar una “escalera” de precios del gas en boca de pozo para converger a precios de paridad de importación de GNL superiores a los 7 dólares desde 2016, sólo fue factible bajo un razonamiento híper esquemático; cuando la alternativa lógica hubiera sido utilizar a la oferta de GNL como factor de competencia bajo un esquema de subastas internas (como había propuesto parte del equipo de gestión en 2015). Este esquema de subastas finalmente se implementó con éxito a partir de finales de 2017. También oportunamente se planteó la construcción de una gran planta almacenadora con capacidad para acumular los excedentes locales y utilizarlos en períodos contra estacionales, lo que se terminó frustrando, en parte por la presión de los propios productores de gas natural.

En el plano de lo temporalmente ilógico se anota el abastecimiento de GNL de Qatar a través de un contrato de largo plazo a valores muy superiores a lo que serían los precios de breakeven locales, que como han afirmado algunos destacados empresarios y analistas del sector deberían estar por debajo de los 3.5 US$/MMBTU. Un error que por poco cometieron las administraciones de la cartera de energía de la última década, cuando los valores a convenir fluctuaba entre los 8 y 15 dólares.

La crisis global actual, si se encara con filosofía oriental, puede gestar una buena oportunidad de planeamiento estratégico. Si consideramos las importaciones de GNL que viene concretando IAESA en el último trimestre, tenemos que el producto que ingresa al puerto de Escobar lo hace a valores inferiores a los 3 US$/MMBTU.

¿No sería acaso este momento el oportuno para finalmente establecer un contrato a 5 a 10 años por dicho valor? ¿No sería a su vez la oportunidad de construir plantas de almacenamiento locales que complementen la vasta red de gasoductos de transporte y distribución, y que sean capaces de promover el autoabastecimiento gasífero? ¿O tal vez ese almacenamiento pueda concretarse con la construcción de la planta de gas de Punta Sayago en la vecina orilla, a partir de un acuerdo estratégico de intercambio de energía con el Uruguay, profundizando y mejorando el comercio energético actual?

Es posible que una mirada energética centrada en el Upstream petrolero rechace un esquema con un almacenador/importador que pueda amenazar el poder de mercado de los productores de Vaca Muerta, pero justamente el Estado inteligente es el que promueve competencia, construcción de infraestructura y desarrollo económico. En este sentido la tecnología del GNL con posibilidad de desarrollo local es el vaso comunicante para alcanzar esa diversidad de objetivos, tal como ha sucedido en los Estados Unidos, justamente en la década en la que no supimos cómo manejar adecuadamente nuestros cuantiosos recursos No Convencionales.

La opción dominante

La contractualización de la demanda debería ser la contracara de un bien que por el momento constituye un “no transable” para los productores locales, tanto como para un GNL importado por un período considerablemente largo y a precios de oportunidad, mientras se organizan los consorcios locales que construyan las plantas de almacenamiento que complementen el sistema.

Mientras no exista la competencia gas con gas, Argentina tiene la posibilidad de tener un precio de referencia netback muy similar al precio breakeven de producción local, del orden de los 3 dólares, y abandonar por el próximo quinquenio la idea peregrina de licuar su gas para exportarlo, lo cual se ha traducido en un experimento de rentabilidad negativa para YPF.

Y es justamente aquí donde la oportunidad, mérito y conveniencia hace recomendable la estrategia aquí sugerida. Un valor del gas a un precio techo de 3,5 US$/MMBTU implica un equivalente de petróleo crudo de menos de 20 dólares el barril. Es decir que la referencia energética para la Argentina en el período 2020-2025 podría ser la tercera parte de lo que habría sido durante los años 90’, en el sentido de haber tenido que tomar el precio del fueloil como valor de referencia para determinar el precio del gas en boca de pozo, mientras no exista abundancia relativa que hagan converger los precios al costo marginal de largo plazo.

La aritmética simple demuestra que Argentina y la región tienen una oportunidad de sustituir combustible caro y contaminante por aquel que más posee, mientras se lanza a la aventura del desarrollo de una industria que le ha permitido a la primera potencia del mundo recuperar su competitividad en la última década.

En definitiva, el puente hacia ese desarrollo pasa por profundizar la GNLización de la infraestructura con competencia internacional y estacional (a precios de oportunidad) y profundizar la gasificación de la industria y el parque vehicular, mientras el esquema tarifario logre conciliar los objetivos de eficiencia y equidad, a partir de una mayor y mejor segmentación de la demanda.

Fuente: Energía y Negocios.