La mayor producción gasífera disponible a partir de los fuertes incentivos estatales permitió reducir importaciones. Impulsó además una serie de obras de gasoductos que posibilitará que el sistema distribuya más producción de Vaca Muerta, mientras se consolidan proyectos de exportación. Carbajales asegura que con los compromisos que surgen del Plan, el gas está asegurado hasta 2028.

Si para finales de 2019 la realidad energética de la Argentina alcanzaba niveles críticos, la pandemia y en particular la guerra entre Rusia y Ucrania empeoraron la situación. “Si uno no invierte, la producción cae inmediatamente; si uno invierte, sube rápidamente”, advierte Juan José Carbajales, exsubsecretario de Hidrocarburos de la Nación, encargado del diseño e implementación del Plan Gas.Ar.

En diálogo con Cash, Carbajales explica que el Plan Gas.Ar «es un programa de promoción de la producción de gas natural, una política pública comprensiva e integral para el sector». Cuando se lanzó, el objetivo era estimular la producción garantizando la demanda a lo largo de todo el año con distintas herramientas y, en paralelo, intervenir mediante un subsidio indirecto para afrontar el precio que se requería para evitar el declino inminente de la producción.

–¿Cómo define al Plan Gas.Ar?

–El Plan Gas.Ar es un programa de promoción a la producción de gas natural en todas las cuencas del país, que fue diseñado durante los meses más estrictos de la pandemia, para afrontar dos problemáticas que se daban de manera concomitante. Primero, una caída drástica en la producción de gas, que ya se observaba de manera muy marcada desde mediados de 2019. Esta caída tiene efectos negativos muy significativos, dado que, en la matriz energética, el gas natural representa más del 60 por ciento de la producción y del consumo. Segundo, gran parte de la población no podía afrontar el precio pleno del gas, que era necesario para revertir ese declino. Para enfrentar estos dos diagnósticos, la Secretaría de Energía diseñó un programa de estímulo, que es tributario de los planes 2008, 2013 y 2017, aunque con innovaciones.

–¿En qué se distingue el Plan Gas.Ar de los planes anteriores?

–Por un lado, se invita al productor a hacer una oferta. El precio no fue fijado por el Estado de manera discrecional, como en los planes anteriores, sino que surgía de la competencia entre los productores. El segundo aspecto distintivo es que a esos productores se les ofrecía demanda garantizada. En 2020 se diseñó la herramienta, se negoció, se articuló con los actores y se aprobó en noviembre. Desde entonces se hicieron tres rondas licitatorias sucesivas y se adjudicó.

–¿Cómo se garantiza esa demanda?

–En primer lugar, con la demanda de los distribuidores que compran gas para abastecer a los usuarios residenciales. En segundo lugar, la administradora del mercado eléctrico –-la empresa pública Cammesa–, compra el gas para dárselo a las centrales térmicas que generan energía eléctrica. Se trata de dos mini bloques con diferentes curvas de demanda, que al juntarse logran que la demanda sea lineal a lo largo de todo el año. A esos dos bloques se agrega un tercer escalón: la demanda de las industrias, que es estable.

Impacto
–¿Cuál fue el impacto del Plan Gas.Ar en el precio del gas?

–El precio que resultó de las subastas fue en números redondos tres dólares y medio. Ese precio tenía un tope que lo ponía el Estado. En verdad, todo el proceso fue conducido por el Estado. No solo porque diseñó e instrumentó la herramienta sino porque, además, una parte de ese precio lo paga la demanda, es decir, el usuario residencial, el comercial y las generadoras eléctricas, y la otra parte la paga el Estado. Es una forma indirecta de subsidiar a los consumidores, que fue incluso previa a la segmentación.

–¿Por qué los contratos duran cuatro años?

–Para garantizar que no decaiga la producción. Cuando hablamos de recursos no convencionales, como los de Vaca Muerta por ejemplo, si uno no invierte, la producción cae inmediatamente; si uno invierte sube rápidamente, como ocurrió en 2021. Con la primera etapa del Plan, se establecieron contratos hasta fines de 2024. Con las rondas 4 y 5, la Secretaría de Energía y el Ministerio de Economía los extendieron hasta fines de 2028.

–¿Existe algún riesgo de que no se dé continuidad a esos contratos ante un cambio de signo político en la administración nacional?

–Todos los actores relevantes del sector coinciden en que esta política hay que cuidarla, mantenerla y continuarla. La Secretaría de Energía estima que, a los valores actuales, el ahorro en divisas de todo el plan va a alcanzar los 19.500 millones de dólares. Pocos sectores, a excepción de este y el agro, pueden aportar esa suma. La metáfora que uso en referencia al programa es: el Plan Gas.Ar es como si el Estado hiciera llover, sacando el gas del subsuelo. A tal punto se logró el objetivo, que generó un “problema” subsiguiente: la necesidad de ampliar la red de gasoductos.

–¿Cuánto aumentó la producción respecto de lo que se tenía previsto?

–Mediante este plan, las empresas cumplieron los compromisos de inyección y la inercia inversora hizo que la producción se ubicara incluso por encima de los compromisos. Es decir que ahora hay un sobrecumplimiento que es aprovechado, por ejemplo, por Cammesa para comprar gas barato y reemplazar buques de gas, que hoy son más caros. La Secretaría de Energía estima que la producción local podía tocar un piso de entre 80 y 90 millones de metros cúbicos. Con este plan se aseguró una producción de 100 millones de metros cúbicos día por cuatro años, pero ese es el gas que está dentro del sistema. Si se suma el gas que queda por fuera, la producción llega a 130 millones de metros cúbicos por día.

–¿Cuánto se redujo el nivel de importación con la implementación de este programa?

–Ese precio de 3,50 dólares permitió ahorrar el primer año, a valores de importación de GNL unos 1.200 millones de dólares. Y el segundo año, otro tanto.

–Ese segundo año coincide con la guerra entre Rusia y Ucrania. ¿Cómo impactó ese conflicto?

–Desde fines 2021 se venía dando una crisis comercial entre las potencias, con un pico en los precios de energía. En febrero de 2022, con el estallido de la guerra en el Este de Europa, los valores de GNL se dispararon a niveles nunca vistos. En ese contexto, importar podía valer hasta 10 veces más. Sin el Plan Gas.Ar, el escenario energético habría sido catastrófico para el gobierno. Con la guerra y el agravamiento del panorama internacional, se convirtió en una herramienta positiva para el sistema porque logró regularizar una situación que era caótica y desorganizada.

Gasoducto
–¿Qué nivel de complementación hay entre los objetivos del Plan Gas.Ar y el gasoducto Néstor Kirchner?

–Vaca Muerta, en Neuquén, demostró ser una cuenca productiva, competitiva y que responde rápido a una demanda que no tenía forma de evacuar. El Estado retomó un plan de ampliación de la red troncal, el sistema Transportar, cuya obra emblemática es el gasoducto Néstor Kirchner. Pero hay una segunda etapa y otras obras complementarias, como por ejemplo la reversión del gasoducto al Norte para llevar gas de Neuquén al Norte. Hubo discusiones previas acerca de si este gasoducto había que hacerlo o no y cuándo. El gobierno anterior lanzó, de forma tardía, manifestaciones de interés con un diseño, pero no comenzó la obra.

–¿Qué cambió con el gobierno del Frente de Todos?

Cuando cambió la Administración se estudió de nuevo la traza, las condiciones y el sistema de contratación, pero llegó la pandemia y se atrasó todo. El objetivo inicial era que hubiera gas, con el siguiente razonamiento: ¿para qué hacer un caño si no lo puedo llenar? Por eso el Plan Gas.Ar es inescindible del gasoducto. No podría haber una cosa sin la otra, porque el gasoducto hay que llenarlo.

–La producción en Bolivia está bajando, ¿en qué medida las obras del gasoducto NK y las obras complementarias lograrán resolver este problema para la demanda de gas en el Norte del país?

–Primero, reforcemos un punto: el gas está asegurado hasta 2028. No habrá declino porque, además, hay fuertes penalidades si las empresas no cumplen los contratos. Segundo, ahora se está pensando en gas incremental. Por otro lado, las obras complementarias son una segunda etapa del gasoducto Néstor Kirchner, que irá de Buenos Aires a Santa Fe. Otra obra complementaria tendrá que unir los dos sistemas troncales, el que viene del Sur –Gasoducto San Martín que maneja TGS– y el que viene del Norte, que maneja TGS. Unir esos sistemas troncales con el gasoducto Mercedes-Cardal y otras obras complementarias, va a permitir que el gas de Neuquén llegue a la cuenca del Noroeste.

–¿Esas obras cómo impactan concretamente en la economía del país?

–En mayores posibilidades para la industria. Se reemplazarán combustibles líquidos para las centrales térmicas de Cammesa y se reemplazará el gas que se importa de Bolivia. La importación de gas de Bolivia responde a un contrato a 20 años, que finaliza en 2026. Actualmente se está incumpliendo y, por ello, se hacen adendas a la baja, porque hay una merma significativa en su producción y, por ende, en el volumen que Bolivia envía a Argentina. Cuando todas esas obras estén terminadas, el gasoducto Norte, las plantas compresoras, los loops, la terminal de Genea, entre otras, van a permitir que haya más producción de Vaca Muerta en el sistema. Son muchísimos dólares que el Estado se ahorra en importaciones. Es reforzar la idea de la soberanía energética, aunque no implicará que dejemos importar gas en invierno.

–¿No debería apuntarse a ese objetivo?

–Se importará un poco en invierno, menos de lo que se importa hoy. Enarsa importó 100 buques de GNL en el año 2013 y 2014. Actualmente, se importan alrededor de 30 buques. De aquí a dos años se importarán unos diez buques y eso dará seguridad al sistema. Hay que pensar que tal vez no sea un óptimo económico desarrollar toda la infraestructura para los tres meses del invierno, que es cuando nuestra demanda residencial se triplica. Más que la soberanía plena, se trata de maximizar nuestros propios recursos. De hecho, si se desarrolla la infraestructura, los campos y los yacimientos necesitaremos mercados regionales de exportación.

Exportaciones
–¿En qué etapa está el desafío exportador?

–El Plan Gas.Ar volvió a garantizar exportaciones. A partir de octubre de 2021 se volvió a exportar a Chile durante los meses de verano. Ya garantizamos a Chile gas durante dos veranos. Hay que seguir desarrollando mercados regionales; el gran objetivo es llegar a Brasil.

–¿Cómo se lograría llegar a Brasil?

Hay dos opciones: ir por Chile o usar la red del gasoducto de Bolivia. El plan Gas.Ar y el sistema Transportar van a permitir que Argentina abastezca a sus vecinos.

–¿Qué papel tendrá YPF con su inversión en Vaca Muerta en el marco de este plan?

–Las compañías del Estado tienen un rol central. En el área energética, podemos recalcar el papel de YPF, Enarsa y Cammesa. Sin esas tres compañías, el Plan Gas.Ar no existiría. Las empresas públicas muchas veces son ese brazo ejecutor de las políticas públicas. Además, YPF puso en marcha la producción, al aprovechar al máximo el plan Gas.Ar. Fue el más importante en términos de producción, tuvo un despegue en su nivel de producción, que fue realmente asombroso, para llegar al primer compromiso de mayo de 2021. Sobre todo, en recursos no convencionales. Tanto YPF como otras empresas públicas juegan un rol central, tanto en la planificación como en el diseño de las políticas y luego en la implementación.
Fuente: Página 12