BUENOS AIRES-. A través de la resolución 104, el Ministerio de Energía determinó el "procedimiento para la autorización de exportaciones de gas". La iniciativa que implicará reiniciar las ventas a Chile durante el próximo período estival, se fundamentó en la estacionalidad de la demanda interna que genera excedentes durante los meses de verano, lo cual en el criterio oficial, conspira contra la viabilidad económica de los proyectos de explotación.
La resolución apunta especialmente a los desarrollos de gas no convencional en los cuales es más difícil operativamente extraer menos producto en los meses de menor demanda, y como consecuencia es más costoso.
Pero como parte de la producción de shale está subvencionada por el Estado que asegura un precio de u$s7,50 por unidad y afronta el pago de la diferencia con el valor de venta, la resolución establece que las cantidades de gas exportadas "no serán computadas como parte y/o dentro de la producción Incluida referida en dicha normativa".
Es decir, se podrá exportar gas de las áreas que reciben el beneficio previsto en la resolución 46 de 2017, pero los volúmenes vendidos al exterior no recibirán compensación o subsidio por parte del Estado. Pero esta condición no salva el hecho de que se trata de desarrollos subvencionados para la mayor parte del gas extraído, lo cual permite incluso ofrecer un precio más bajo en el exterior y mejor del que ofrecerían los productores que no gozan de la ventaja.
La resolución prevé el otorgamiento de permisos de exportación de gas para convenios de corto y largo plazo (de 1 a 10 años), firmes e interrumpibles, y exportaciones estivales e intercambios operativos, condicionados a la seguridad de abastecimiento interno, tal como lo exige la legislación sobre hidrocarburos.
Así planteada, la norma parece prever un importante crecimiento en la producción local de gas prácticamente en lo inmediato, cuando en realidad el aumento registrado en los últimos meses es sobre todo atribuible al precio estímulo fijado por el Gobierno.
Mientras por lo menos hasta ahora, las tres principales productoras de país, que son YPF, Total y Pan American Energy, muestran estancamiento de la producción o descenso, el aumento que se verifica en el total extraído se debe a dos áreas que cuentan con precio subsidiado.
Se trata de Fortín de Piedra en Vaca Muerta operada por Tecpetrol del grupo Techint, y Campo Indio-El Cerrito en Santa Cruz a cargo de Compañía General de Combustibles del grupo Eurnekian, que están aportando 10 millones de metros cúbicos adicionales por día desde este año, sobre una producción total de 132 millones.
Pero como la demanda local supera los 160 millones diarios en invierno y ronda 135 millones en el período estival, la Argentina necesitará por ahora seguir importando gas de Bolivia y utilizando GNL de otros países que luego se regasifica en buques en los puertos de Escobar y Bahía Blanca.
El proyecto oficial de darle un fuerte espaldarazo a la exportación plantea además un interrogante sobre el precio del gas en el mercado interno: según la visión del ministro Javier Iguacel el aumento en la producción permitirá que haya competencia entre las petroleras para ofrecer a mejor precio el producto a las distribuidoras y a las centrales térmicas a través de Cammesa o por su propia cuenta más adelante.
Pero si se firman contratos de exportación, ya no habrá excedente lo que limitará la esperada rebaja. La resolución contempla además la figura de tercero interesado que suscita algunas dudas, porque podría tratarse de una planta fabril o de una central térmica a instalarse en la Argentina, que en apariencia deberá igualar el precio del mercado externo si tiene interés en el gas que se exporta.
