Emilio Nadra, chief business officer de Compañía General de Combustibles, y Nicolás Arceo, titular de la consultora Economía & Energía, analizaron en el Midstream & Gas Day, organizado por EconoJournal, las dificultades para compatibilizar el proyecto exportador con las particularidades de cada una de las cuencas productoras.

Nadra planteó que, para consolidar un proyecto exportador de gas, primero hay que ordenar el mercado interno, permitiendo que las cuencas compitan en condiciones equitativas, con precios más transparentes y contratos más flexibles. Para eso propuso salir gradualmente del esquema del Plan Gas, eliminando distorsiones como los cupos y el papel monopólico de CAMMESA, para liberar demanda insatisfecha y fortalecer la base productiva que sostendrá las exportaciones.

Por su parte, Arceo advirtió que no debe sobreestimarse una baja en el precio del gas tras la salida del Plan Gas, ya que factores como el alto costo de capital y la ventana de gas seco seguirán marcando el precio de largo plazo, por encima de los 3 dólares por millón de BTU. Aseguró que el desarrollo del gas asociado permitirá absorber estacionalidad y abastecer terminales de GNL, siempre que su precio sea competitivo. Por lo tanto, sugirió la necesidad de implementar un esquema flexible y mixto de abastecimiento que viabilice proyectos exportadores sin distorsionar precios internos.

–¿Cómo edificar un proyecto de exportación de gas y petróleo teniendo en cuenta la heterogeneidad del mercado interno? –preguntó Nicolás Gandini, director de EconoJournal.

Emilio Nadra: –Uno de los focos en los que trataría de mirar esta dimensión de la heterogeneidad tiene que ver con el hecho de que Vaca Muerta es una parte muy relevante, pero no es todo. Incluso en el crudo, el parque de refinación local necesita crudos pesados que están en las cuencas maduras. Hay derechos de exportación que afectan indistintamente a los crudos que se exportan y a los crudos que se venden al mercado interno. En el gas es mucho más complejo porque la participación del gas en la matriz está por encima del 50%, pero se abastece desde múltiples cuencas con realidades distintas. Hay cuencas con producción y productividad crecientes y cuencas con producción y productividad decrecientes que abastecen los mismos mercados. Además, el diseño tarifario se hizo con criterio de netback como si hubiera gas en todas las cuencas y esa realidad hoy no existe. Eso también hay que replantearlo. El país también tiene gas asociado que tiene una formación de precios que no tiene nada que ver con el gas seco, pero hay una demanda con mucha estacionalidad que requiere tanto gas asociado como seco. Hay que lograr que las cuencas compitan, pero que el mercado esté abastecido con su estacionalidad.

–¿Lo que usted propone es que haya precios diferentes para distintas cuencas?

E.N.: –Si hay mercados van a competir y si una cuenca no puede acompañar la productividad cederá ese mercado a otras cuencas, pero eso requiere que la infraestructura se redireccione. Sin duda hay que mirar y desarrollar los mercados de exportación, pero hoy hay un mercado interno subabastecido. La región del litoral tiene 20 millones de m3 con demanda frustrada. ¿Cómo hay que readecuar los sistemas para ir a buscar esa demanda? Esa demanda debería ser la más conveniente para el sistema argentino. Hoy en la misma ruta entre Neuquén y Buenos Aires hay distintas tarifas de transporte.

–¿Cómo se empalma con el libre mercado desde un mercado que ha sido muy administrado por el Estado en los últimos años?

E.N.: –Lo primero que diría es que como punto de partida el Plan Gas jugó un papel muy importante en coordinación de expectativas, en abastecer la demanda, en acompañar la estacionalidad y en permitir contratos a plazos. Ahora vamos a un entorno más competitivo en el que las cuencas tendrán que competir. ¿Cómo van a competir? Tomando conciencia de esa heterogeneidad donde hay realidades distintas, capacidades de transporte distintas entre las cuencas, productividad y producción distinta entre las cuencas. El otro tema es cómo se va saliendo gradualmente del Plan Gas acompañando la competencia entre cuencas y productos, sin afectar los contratos que hoy existen, pero dando flexibilidad pareja. Los cupos de exportación son un corset del que hay que salir, del abastecimiento de CAMMESA hay que ir saliendo. Hay que ir permitiendo gradualmente que se contractualicen los privados. Hay pasos concretos para dar. En marzo salió una resolución que permitió a los generadores comprar. Ahora bien, si los precios pueden ajustar a la baja cuando hay excesos puntuales de oferta, también deberían ajustarse al alza cuando hay incremento de oferta. En ese caso, a diferencia de lo que decía Federico (Veller) me parecen relevantes dos medidas que se pueden tomar. Una medida sería que sea CAMMESA la que participe en la contratación de esos faltantes porque sino CAMMESA participa en una subasta con límite de precios con el 90% del Plan Gas y mientras tanto los generadores compran con un precio mucho más alto para sustituir gasoil. No se necesita hacerlo a través del margen de un generador, sino que haya competencia de gas para abastecer una demanda.

–Lo que está diciendo es que los costos no están debidamente transparentados porque lo que hizo el gobierno en marzo fue decirle a CAMMESA que del 100% del volumen contratado que tenía de gas, 75% está obligado a tomarlo y con el otro 25% hay que buscar un mecanismo de competencia. ¿Lo que dice es que, en el invierno, cuando falta gas, no se está visibilizando ese precio?

E.N.: –Sería deseable que esos costos sean transparentes para que las cuencas compitan. Incluso bajo el Plan Gas existe un 30% de la inyección para el segmento industrial como si los usuarios no tuvieran capacidad de contratarse. Con los excedentes actuales eso debería bajarse y permitir que la industria se contractualice.

–El Plan Gas fijó un precio de 3,5 dólares por millón de BTU y como ese precio fue definido por la intervención del Estado está instalada la idea de que si se abre el juego a la competencia ese precio va a bajar. Sin embargo, la escuchaba a Soledad Lysak (directora Gas Cono Sur de TotalEnergies) y ella decía que no sabía cuánto iba a bajar.

Nicolás Arceo: –Coincido bastante con Soledad. En general hay una visión en el mercado de que la salida del Plan Gas a lo largo de 2028 va a permitir una caída muy sustantiva en el valor del gas en el mercado local. Hay una visión compartida de que iríamos a un precio del gas por debajo de los 3 dólares por millón de BTU. Yo no veo un precio tan bajo en el mercado local. Es cierto que vas a tener un volumen de gas asociado muy significativo. Lo más relevante que pasó en el mercado de gas natural a lo largo del último año fue el desarrollo de La Calera, el primer yacimiento con un GOR (Gas‑Oil Ratio) en torno a los 3000 (NdR: scf/bbl,pies cúbicos estándar de gas por cada barril de petróleo producido), un yacimiento de petróleo con un volumen de gas asociado muy significativo. Si sumamos la producción de gas en black oil y volatile oil más las áreas con un GOR bajo en la ventana de wet gas hoy representan 20 millones de m3/día. Si la producción de shale oil, con la configuración actual por ventana, se va al millón de barriles, van a pasar a representar 40 millones de m3/día, pero si las áreas localizadas en wet gas con bajo GOR más el hub norte se desarrolla más fuerte, cambian los vectores de desarrollo de acá a fines de la década del 30, vamos a tener un volumen de gas asociado por encima de los 50 millones de m3/día. Hay un factor depresivo en el precio. Pero ahora voy hacia afuera. Estados Unidos tiene un GOR más alto que la Argentina, es cierto que tiene una participación de GNL muy fuerte, pero el Henry Hub en los Estados Unidos con un costo de capital infinitamente menor que en la Argentina está por encima de los 3 dólares por millón de BTU. ¿Qué es lo que quiero destacar? La ventana de dry gas (gas seco) va a seguir determinando el precio del Plan Gas más allá de los problemas estacionales en el mercado spot por el gas asociado. En la Argentina hay un costo de capital más alto que en los Estados Unidos y los proyectos de LNG que hay en cartera implicarían la necesidad de duplicar la producción de gas a lo largo de la próxima década para abastecer las terminales licuefactoras de exportación.

–Si se duplica la producción de gas, ¿no puede traccionar una baja del precio?  

N.A.: –No veo un precio por debajo de los 3 dólares por millón de BTU ni un precio del gas en la Argentina por debajo del precio del gas natural en el Golfo de México. Me parece que el riesgo para la industria es setear un precio esperado de acá a 2030 que no se va a terminar cumpliendo en términos de la política. Y no son lo mismo en términos de competitividad del sector industrial y de las tarifas residenciales 2 o 3 dólares por millón de BTU. Ahora bien, uno puede pensar los proyectos de LNG con caño dedicado como un ladrillo fijo, las empresas abastecen a lo largo de todo el año con el desarrollo de sus áreas en general localizadas por quienes son los actores en la ventana de dry gas, o en realidad lo que se puede pensar es que va a haber una parte de ese ladrillo que se va a abastecer de esa forma, pero que si buena parte de esos productores estacionalizan su producción de gas en la ventana de gas seco para tener el pico en invierno, en el verano van a poder contratar parte del gas asociado disponible en el mercado siempre que el precio de adquisición sea menor a su costo de desarrollo. ¿Qué quiero decir con esto? Falta mucho, pero uno podría pensar que las términales de LNG van a permitir desestacionalizar los excedentes de gas natural a lo largo del año, en términos del impacto que podría tener el gas asociado sobre los precios de verano con un volumen de arriba de 50 millones de m3/día.

E.N.: –Estoy muy de acuerdo con lo que plantea Nicolás. Creo que el producto de exportación plano que es deseable para buscar mercados y ser competitivos en lo que ofrecemos no dialoga bien con el tipo de estacionalidad que tenemos en el mercado interno. Aunque en este momento podamos poner como referencia los precios del Plan Gas como precios mínimos de exportación, la lógica es que con el tiempo los contratos se firmen libremente a los precios que las partes acuerden y puede pasar que haya demanda del mercado interno que pague más la exportación si el producto es distinto. Si tiene mucha estacionalidad, requiere más infraestructura y más esfuerzo en el upstream. No es el mismo producto un ladrillo plano que un producto con estacionalidad. Por supuesto, los grandes proyectos que van a dar volumen pueden permitir compensar parte de la estacionalidad de excedente de verano.

–Daniel Rideneler hablaba antes de todo el esfuerzo de inversión que va a requerir poder ofrecerle un producto en firme a Brasil y después ver si el precio da o no da en función de la estacionalidad que tiene Brasil. Ahora, si se piensa el sistema de transporte hacia abajo, si hay mucha concentración de gas en Vaca Muerta y parte de la exportación de GNL viene de Vaca Muerta y hay que revertir la declinación de Cuenca Austral, ¿qué se hace con la direccionalidad del gas que viene desde la Cuenca Austral si se cae la producción? ¿Cómo se hace para abastecer la zona sur?

N.A.: –En primer término, hay que decir que tenemos 255 TCF de recursos contingentes en Cuenca Neuquina, con lo cual sobra gas natural por 150 años. Tenemos gas para abastecer el norte, para abastecer las términales licuefactoras en el Golfo San Matías y tenemos potencialmente gas para ir revirtiendo el (Gasoducto General) San Martín para abastecer el norte de la Patagonia, en un futuro lejano.

–¿Más de 5 años?

N.A.: –Sí, hoy hay un volumen de Cuenca Austral que si las terminales licuefactoras en Golfo San Matías se abastecen con gasoducto dedicado no debería haber problemas de abastecimiento como mínimo hasta el 2030. Si se empieza a tener problemas de abastecimiento en Patagonia Norte porque el volumen de Cuenca Austral no te garantiza para abastecer toda Patagonia Sur y Patagonia Norte en algún momento comenzarás a revertir partes del San Martín.

, Redaccion EconoJournal