El desarrollo del GNL debe ponerse en el marco de la transición energética argentina. Existen tantas transiciones como matrices energéticas. La matriz argentina es gasífera en un 56% y la principal fuente es el gas natural proveniente de la formación Vaca Muerta.

Aunque cada país tiene su propia matriz y estrategia, todas las transiciones confluyen en dos escenarios: 2030 y 2050, que son los plazos derivados de los compromisos del Protocolo de Kyoto y del Acuerdo de París, y establecidos en el Reglamento Europeo sobre el Clima.

Esos plazos son útiles porque dan un sentido de urgencia y un común denominador para los cometidos estatales, pero no dejan de ser convencionales y aspiracionales. También le ponen un marco temporal al desarrollo de Vaca Muerta,esa ventana tiene un plazo de vencimiento. Pero estamos en el mundo de la energía, un mundo signado inexorablemente por tres desafíos: seguridad, sostenibilidad y accesibilidad.

Con esto queremos decir que más allá de los plazos 2030 / 2050 la realidad marcará el paso de la transición según se comporten esas tres variables representadas como un triángulo equilátero o “trilema”: abastecimiento seguro, disponible para toda la población a precios razonables y que resulte ambientalmente sostenible. La aparición de factores distorsionantes como puede ser la invasión de Rusia a Ucrania y más recientemente el recrudecimiento del conflicto en Medio Oriente necesariamente va a tener un impacto en la estrategia u hoja de ruta de la transición energética argentina.

En el caso del GNL las ventajas están claras: darle valor al gas natural, sustituyendo importaciones y sumándonos como exportadores al mercado mundial, generando ingresos en divisas y superávit comercial. Los desafíos son también muy grandes.

Se requieren altas inversiones en infraestructura (plantas de licuefacción y sistema de transporte) y ello requiere una cierta previsibilidad y un alto grado de confianza en el país como proveedor mundial de largo plazo. A su vez se necesita un marco regulatorio y una macroeconomía estable donde se aseguren costos razonables y previsibles y se eliminen barreras de “autosabotaje” como puede ser las retenciones a la exportación, el control de cambios y un requisito exagerado de contenido local.

La ley con media sanción peca por defecto porque mantiene las retenciones, condicionando así las posibilidades en un mercado de exportación que aún no existe para Argentina y donde se debe competir con gigantes como Australia y Qatar.

Por otro lado, promete cierta disponibilidad de divisas por 30 años, con lo que inadvertidamente en lugar de dar tranquilidad se está dando una señal de perpetuación del control de cambios por 30 años. La ley debería establecer la lobre disponiblidad de divisas provenientes de la exportación y aclarar que , en aquellos casos excepcionales de control de cambios, se garantiza el acceso al 50% del producido de las exportaciones.

Libre disponibilidad de divisas significa además no limitar el destino o uso de los fondos; es decir que el producido de las exportaciones pueda utilizarse no solamente para repagar préstamos y girar dividendos sino también para el pago de importaciones y servicios del exterior.

El proyecto introduce también algunas garantías de libre disponibilidad de la producción contra eventuales cortes o redireccionamientos, fundados en las necesidades de abastecimiento del mercado interno.

Sin embargo, al dejar sin cambios el artículo 6 de la Ley de Hidrocarburos, el Estado no se autoinhibe de ordenar esos cortes ante situaciones de demanda local insatisfecha. Así, la promesa de exportaciones ininterrumpidas es relativa, más allá del intento de alcanzar mayor previsibilidad.

Mercado de exportación

Los elementos necesarios para asegurar permisos de exportación firme:

– Se crea una nueva figura: la concesión de transporte de GNL mediante ductos dedicados;

– Se exige la dedicación de los ductos: los concesionarios de transporte podrán contratar el servicio en firme. Pero esto en principio no los exime del acceso abierto a terceros mientras exista capacidad vacante, es decir hasta que se alcance la habilitación comercial de todos los trenes de producción.

– Se requiere la inversión en yacimientos con destino exclusivo al proyecto de GNL. Se asume que el vendedor es el productor, pero el vendedor puede ser un intermediario. Por otro lado, la dedicación del yacimiento a un contrato es solo una de las posibilidades de comercialización.

Existen otras como el típico supply contract, donde el gas puede entregarse de diversas fuentes dedicadas y donde el riesgo de reservas y de mantemiento de la producción pasa a estar en cabeza del Vendedor. ¿Por qué eliminar esas opciones propias del negocio del productor, limitándolas exclusivamente a un “depletion contract”?

Por otra parte, la exigencia de dedicación exclusiva del yacimiento podría ir en detrimento del normal funcionamiento de los contratos de operación conjunta, donde una cuestión como la dedicación de los pozos a un solo proyecto normalmente debe ser parte de un plan de desarrollo a largo (muy largo) plazo que requiere unanimidad de todos los integrantes de la asociación. Por su propia naturaleza, esta operación no admitiría una operación a riesgo exclusivo.

Finalmente se limita la exigencia de abastecimiento al mercado interno al 10% del GNL a producir en los meses de invierno cuando el proyecto cuente con un ducto dedicado o al 10% del gas natural y del transporte cuando no cuente con esa dedicación exclusiva. Ese factor significa ponerle un techo a la “imprevisibilidad” de los cortes, pero es un techo agujereado. Por la vía del ya citado art. 6 de la ley de hidrocarburos, el 10% podría superarse.

Por otra parte, aun si realmente esta autoinhibición del Estado para cortar exportaciones funcionara, podría ser discriminatoria respecto de las exportaciones de gas natural, que no cuentan con esa ininterruptibilidad asegurada. Aquí se advierte la necesidad de una normativa integral que regule sistemáticamente y de manera armónica todas las exportaciones de energía. La regulación aislada de cada recurso puede terminar resultando contraproducente para las exportaciones en general y para la credibilidad del país, en particular.

Existen otras como el típico supply contract, donde el gas puede entregarse de diversas fuentes dedicadas y donde el riesgo de reservas y de mantemiento de la producción pasa a estar en cabeza del Vendedor. ¿Por qué eliminar esas opciones propias del negocio del productor, limitándolas exclusivamente a un “depletion contract”?

Por otra parte, la exigencia de dedicación exclusiva del yacimiento podría ir en detrimento del normal funcionamiento de los contratos de operación conjunta, donde una cuestión como la dedicación de los pozos a un solo proyecto normalmente debe ser parte de un plan de desarrollo a largo (muy largo) plazo que requiere unanimidad de todos los integrantes de la asociación. Por su propia naturaleza, esta operación no admitiría una operación a riesgo exclusivo.

Finalmente se limita la exigencia de abastecimiento al mercado interno al 10% del GNL a producir en los meses de invierno cuando el proyecto cuente con un ducto dedicado o al 10% del gas natural y del transporte cuando no cuente con esa dedicación exclusiva. Ese factor significa ponerle un techo a la “imprevisibilidad” de los cortes, pero es un techo agujereado. Por la vía del ya citado art. 6 de la ley de hidrocarburos, el 10% podría superarse.

Por otra parte, aun si realmente esta autoinhibición del Estado para cortar exportaciones funcionara, podría ser discriminatoria respecto de las exportaciones de gas natural, que no cuentan con esa ininterruptibilidad asegurada. Aquí se advierte la necesidad de una normativa integral que regule sistemáticamente y de manera armónica todas las exportaciones de energía. La regulación aislada de cada recurso puede terminar resultando contraproducente para las exportaciones en general y para la credibilidad del país, en particular.

Fuente: Infobae