Ahora hay que producir el gas necesario, fomentar una alianza con países vecinos y con empresas extranjeras y, especialmente, continuar con inversiones en infraestructura acorde a las necesidades actuales y futuras. Si se sigue haciendo, podemos ser optimistas.

Se trata de un gasoducto troncal, que en esta primera etapa se extiende a lo largo de más 550 kilómetros, desde el yacimiento de Vaca Muerta y hasta la provincia de Buenos Aires. Este proyecto se realizó en apenas 10 meses, cuando estaba estipulado que demoraría hasta el doble, y se cumplió el objetivo de habilitarlo durante el invierno actual, cuando la demanda de gas es mayor.

Más allá de los anuncios en el marco de una campaña electoral y de la fecha patria elegida para la inauguración, se trata de una obra muy relevante. Y en particular, por su relación con el Plan de Promoción de la Producción del Gas Natural Argentino, más conocido como Plan Gas.Ar, un programa de estímulo a la producción de gas natural. Ambas cosas van de la mano.

Este plan se aprobó en 2020 y empezó a implementarse en 2021. Juan José Carbajales, ex subsecretario de Hidrocarburos (2019-20) y director de la consultora Paspartú, considera que los resultados han sido ampliamente favorables.

«En primer lugar, se revertió el declino que se venía verificando a lo largo del 2019. En segundo lugar, se consiguieron precios más que razonables para la producción, que pudo celebrar contratos a mediano plazo y con eso normalizar el mercado de gas. Y, a la vez, se garantiza la provisión de gas que llega a los hogares, a las fábricas y a la generación eléctrica a precios competitivos. Y por último, toda esa nueva producción de gas natural reemplaza las importaciones de GNL y de gasoil, especialmente para los picos de consumo de invierno», explica ante El Economista.

La importación de gas se paga en dólares y los costos son hasta 6 veces más altos, especialmente desde el aumento de precios a nivel global a raíz de la guerra en Ucrania. Con la implementación del plan, el precio actual surge de un concurso en el que los productores compiten para ubicar su producción. Se crea una verdadera competencia, más allá de que el Estado haya puesto un techo a ese precio.

Cuando estalló el conflicto en Europa, el GNL pasó a valer más de US$ 30 por millón de BTU, y aunque ha disminuido hasta alrededor de US$ 10, el tope en Argentina es de US$ 3,50. Si a esa reducción de costos se le suma una potenciación del trabajo local en todas las cuencas del país, puede entenderse por qué el gobierno prolongó el programa, que inicialmente llegaba hasta diciembre de 2024, por cuatro años más, hasta diciembre de 2028.

Según estima la Secretaría de Energía, el ahorro en concepto de menores importaciones, reducción de subsidios a la demanda, así como en cuanto a generación de empleo y a los consecuentes recursos tributarios para la Nación y las provincias, puede alcanzar unos 19.500 millones de dólares para 2028. Esta cifra ayudaría a revertir el déficit en la balanza comercial energética incluso ya para el año próximo, lo que abonaría a que la macroeconomía actual, tan frágil, pueda comenzar a estabilizarse.

Entre las principales novedades de este programa respecto a sus antecedentes, como la resolución de gas y petróleo plus de 2008 y la ronda del plan gas de 2013, es que a los productores se les ofrece demanda agregada, es decir que se suma lo que consumen las distribuidoras para llevar gas a domicilios a lo que consumen las centrales térmicas que generan energía eléctrica a partir del gas.

Ambas curvas de demanda son complementarias porque en invierno son las distribuidoras las que se llevan el mayor porcentaje, mientras que en verano lo hace la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico S.A. (CAMMESA), que compra para todas las centrales térmicas. Pero, además, a esos dos bloques se les sumó un tercero que es el de la industria, que consume en forma regular a lo largo de todo el año. Se les ofreció a las productoras un gran bloque de demanda, que le garantiza saber que lo que produce lo va a poder vender. Eso aportó mayor estabilidad al sistema.

La vinculación entre el aumento de la producción de gas y la construcción del gasoducto es directa. Con una matriz energética, tanto primaria como eléctrica, en la que el gas natural representa más del 60%, la provisión resulta vital para el consumo y para la industria. Por eso el primer objetivo del plan era lograr que la producción no cayera. Una vez que eso se logró, se hizo necesaria la ampliación de la red de infraestructura.

«Además del gasoducto Néstor Kirchner, hay otras obras planeadas, que si bien habían sido bosquejadas en años previos, ahora con esta saturación de la red de transporte desde Neuquén a Buenos Aires, devino necesario y por eso el Gobierno lanzó el programa de obra pública para su construcción», dice Carbajales.

Por otro lado, la mayor producción y la nueva infraestructura derivan no sólo en una reducción de las importaciones, sino también en un incremento de las exportaciones. Por ejemplo, permitió la exportación en firme a Chile, lo que significa que no se interrumpen durante el plazo que está concedida la autorización, que se dispuso para los meses de verano, cuando sobra la producción en Argentina. Incluso se empieza a hablar de llegar a Bolivia revirtiendo el sentido del gasoducto norte, de la empresa Transportadora Gas del Norte (TGN). Eso permitiría abastecer al mercado local del país vecino, en donde la producción está en franco declino, pero también aspirar a utilizar la infraestructura existente para alcanzar al corazón del polo industrial de San Pablo, en Brasil. Es un gran desafío a futuro.

Quizás la prueba más cabal del éxito del programa sea que incluso figuras de la oposición, así como los referentes de los principales candidatos en materia de energía, han manifestado su intención de mantener los contratos en el marco del Plan Gas.ar. Hay líneas de continuidad entre las últimas administraciones, por ejemplo en el desarrollo de Vaca Muerta, en la exploración offshore y en el desarrollo de las redes de gasoductos. Con lo cual podría estimarse que un cambio de signo político en el Gobierno Nacional no redundaría en cambios relevantes en la materia.

Pese a la mayor capacidad productiva a raíz de este plan, el problema radica en el aumento de la curva de demanda durante los meses de invierno. Hoy no alcanza para satisfacer el consumo residencial y por eso se importa GNL y gasoil. Se necesita entonces seguir desarrollando estas obras de infraestructura, explotar al máximo el potencial de Vaca Muerta y otras cuencas. Pero también seguir desarrollando nueva demanda, por ejemplo, en el NOA, en la industria petroquímica, para el transporte o para llegar a usuarios que hoy no tienen gas por redes.

Al mismo tiempo, señala Carbajales, «necesitamos saber que hoy hay un sobreconsumo en invierno. Tal vez ahí se puedan llevar adelante políticas de eficiencia, tanto en la producción como en la demanda. Un aspecto es el técnico, la forma en la que se produce y se consume el gas. Y el otro tiene que ver con las tarifas. Dar una idea del costo económico real que tiene producir, tratar, transportar y distribuir el gas».

En ese sentido, el también autor del libro «El Plan Gas: Política Pública Energética y Transición Ambiental en Argentina», opina que la segmentación es un paso muy auspicioso para que quienes puedan pagar un precio pleno o cercano al real así lo hagan. Eso puede llevar a que el pico de demanda durante el invierno se aplane en algún porcentaje y que no sea tan necesario seguir construyendo infraestructura para pocos meses del año y desarrollar pozos que luego deban ser cerrados.

Si el proceso se mantiene como hasta ahora y logran reducirse importaciones y subsidios, así como aumentar producción y exportaciones, se puede ser optimista. Claro que habrá que producir el gas necesario, fomentar una alianza con países vecinos y con empresas extranjeras y, especialmente, continuar con inversiones en infraestructura acorde a las necesidades actuales.

Fuente: El Economista