Economista, recibido en la Universidad Torcuato Di Tella –con un máster en Administración y Políticas Públicas de San Andrés–, si de algo sabe Emilio Nadra, vicepresidente comercial de CGC, es de la industria del gas. La entrevista con TRAMA, que se concretó en el búnker de operaciones de Corporación América en Palermo, se estructuró sobre cómo recontractualizar ese mercado, un objetivo inconcluso tras casi 20 años de intervención estatal. Sin ajustes regulatorios y una discusión de fondo en torno a cómo debe funcionar la industria, advierte, será muy complejo construir un mercado de exportación a gran escala. Y sin ese puente, la oportunidad de desarrollar los campos de shale gas de Vaca Muerta estará comprometida. 

Nadra habla con pasión. Su enfoque ofrece huellas del desarrollismo. Le preocupa la ausencia de un debate más a fondo sobre cómo garantizar que la inversión en el upstream de gas se mantenga a largo plazo pese a las volatilidades de la economía argentina. En esa clave, cuestiona algunas decisiones del gobierno en la materia. Y plantea algunas propuestas, como la licitación de una subasta más plana de gas para aprovechar la contra-estacionalidad entre el mercado residencial y el de generación eléctrica. 

Para abrir la nota le pregunto cuánto conoce la gente acerca de lo que significa construir demanda de gas…

—Es un buen disparador. En primer lugar, está el desafío de construir demanda. En función de este objetivo tenemos la oportunidad de desarrollar un círculo virtuoso entre los recursos naturales, la posibilidad que ofrece el gas para construir un mercado de dimensión y los precios competitivos que este último puede generar. Tenemos dos virtudes: por un lado, el recurso, y por otro, un mercado muy desarrollado en comparación con otros países del mundo; acá la penetración del gas dentro de la matriz energética es superior al 50%. Partimos de una base muy buena. 

Por otra parte, tenemos los ajustes de precios y tarifas de los primeros años de gestión del gobierno que, desde mi punto de vista, eran necesarios. La velocidad es cuestionable, pero también hay que pensar que las tarifas cargan con problemas de la historia. 

Lo ideal es crear demanda, construir lugares para colocar los recursos y bajar los costos de desarrollo. Hasta ahí la teoría, pero ¿qué pasa cuando eso se traduce en el escenario real de Argentina con las volatilidades que presenta en variables clave como el tipo de cambio y la inflación?

—Ésta es la pregunta que tenemos que contestar. Y el correlato de ese interrogante es la fuerte estacionalidad que posee la demanda doméstica. El panorama es el siguiente: hay un problema de estacionalidad muy fuerte en el consumo, que crece en el invierno por el frío. Durante el verano existen excedentes estacionales, pero luego falta mucho gas en el invierno. Entonces, la primera pregunta que debería contestar quien quiera desarrollar un programa para el sector energético es: ¿interesa abastecer eficientemente el pico?, ¿o interesa abastecer lo más eficientemente posible el pico con gas local? 

Eso hoy no está claro. Cuando hablo de armar un programa de desarrollo, lo vinculo con la eficiencia a la hora de lograr un programa exportador que, a su vez, nos permita ser más eficientes en la producción de gas natural local, y eso requiere, para poder competir a nivel mundial, costos muy competitivos. Es lo que yo defino como un círculo virtuoso. Primero vamos a tener que lidiar con la demanda estacional del residencial, que es muy marcada. Existen contratos en dólares y tarifas en pesos. El marco regulatorio tiene alternativas previstas para subsanar esto. Pero ese marco se estableció en plena Ley de Convertibilidad. Deberíamos poder asegurar flujos en dólares para todas las empresas que tienen inversiones de largo plazo y, a la vez, que los usuarios puedan tener previsibilidad sobre sus tarifas. Lo importante es que exista una regla conocida por todos donde se promueva la competencia y donde gane el más eficiente. 

Hoy existe una gran incertidumbre cambiaria. Muchos economistas visualizan un piso del 40% de inflación para 2019. ¿A este tipo de casos se refiere cuando habla de algún tipo de instrumento novedoso?

—Tenemos que creer en la herramienta que estamos tratando de desarrollar. ¿Por qué, por ejemplo, circunscribir las subastas del MEGSA al residencial? Si la demanda domiciliaria tiene una fuerte estacionalidad y la demanda termoeléctrica, una fuerte contra-estacionalidad, a nadie se le escapa que una solución integradora –mirando el sistema en su conjunto– podría ser una subasta, a través de IEASA, de un bloque de gas que en invierno se destine a cubrir el consumo residencial, y en verano, la demanda de la generación termoeléctrica. Eso permite bajar la volatilidad y el riesgo. Hay referentes de la industria impulsando este tipo de cosas. Los productores veríamos un precio promedio ponderado. Debemos creer en la competencia. Si creemos que Vaca Muerta es la segunda turbina del país, si creemos que tenemos una potencialidad para ir a buscar la demanda del mundo, tenemos que ser capaces de hacer optimizaciones mínimas entre nuestra propia demanda. Podríamos licitar, por ejemplo, un paquete de 70 millones de MMm³/d de gas. Podría ser el Estado o un organizador que tenga suficiente prestigio crediticio; a través de IEASA o de Cammesa se puede armar. 

¿Cómo se retoma esa discusión que hoy parece estar ausente?

—Nosotros lo discutimos con las autoridades en la primera etapa de la gestión del gobierno, con el equipo de Juan José Aranguren, y le comentamos que esto podía ayudar en la transición. Ellos habrán entendido que no era el momento o que no estaban dadas las condiciones. Quizá tenían alguna inquietud sobre los resultados. Lo que no puede pasar es que creamos que hay un mercado en el que se asignan precios/cantidades y después pasa como en la subasta del residencial: se pacta libremente, pero al fijar el plazo de pago y el tipo de cambio, el riesgo se traslada a los productores en un 100%. Si se hubiera pactado en condiciones libres, probablemente los precios habrían sido inferiores. Ponen tantas restricciones que los precios terminan siendo superiores. Entonces, la idea del mínimo costo compatible de gas (que es lo que debería asegurar el ente regulador, según indica la ley) se pone en duda en dos aspectos: no existieron propuestas donde cada uno ofertara en condiciones libres, sino que estuvieron sujetos a una cantidad de restricciones impuestas. 

Hay que preservar dos valores: el mínimo costo y la seguridad de abastecimiento. Y la señal, a la oferta, hay que darla en todo momento. La contracara de trasladar tanta incertidumbre es la menor inversión. Necesitamos creer en el proyecto de desarrollo masivo de gas de Vaca Muerta. Pero los primeros que tenemos que creer somos nosotros. Para eso se precisan ajustes regulatorios y normativos sin miedo. Creo, en lo personal, que una subasta más plana puede agregar nuevas palancas para mitigar las incertidumbres y brindarle a la oferta más claridad para desarrollar planes de inversión. 

En su momento, CGC estaba evaluando la instalación de una planta flotante de licuefacción de GNL para cubrir el pico de demanda de gas. Aun así, el Estado podría decir que prefiere incentivar el desarrollo de gas local, por más que sea más caro…

—Es totalmente legítimo, pero tiene que estar claro. Si me dijeras que la generación eléctrica trasladó todos sus precios a los consumidores, tenemos un problema circunscripto al residencial, pero eso no sucede. Desde el Estado hay un subsidio en el sector termoeléctrico que no es explícito como debería ser y un subsidio en el sector gas que tampoco es explícito. Si somos un país con volatilidad cambiaria recurrente y queremos asegurar el mínimo costo para los usuarios, probablemente sea más eficiente traer por tres meses una planta de regasificación, ponerla en el Río de la Plata, conectar las tres centrales de generación termoeléctrica y no gastar en hacer un gasoducto que se va a usar cuatro meses por año. 

¿Qué opina de la idea de construir un nuevo gasoducto y de ampliar la capacidad de transporte de la Cuenca Neuquina?

—La creación de nueva capacidad de transporte no inventa demanda, sustituye el consumo de combustibles líquidos para el sector de generación durante algunos meses acotados. Entonces es una solución parcial que sirve y es bienvenida pero no va a resolver el problema de fondo, dado por la existencia de una demanda más pequeña de lo que necesitamos para apuntalar el desarrollo. 

El desarrollo masivo de gas, mirando un mercado de exportación, va a requerir la ampliación sustancial en los sistemas de transporte. Pero en el camino debemos ser inteligentes y optimizar lo que tenemos. Los fideicomisos 1 y 2 con los que se realizaron – durante el gobierno anterior– las expansiones en los sistemas de transporte desde el norte hasta Buenos Aires y en la Cuenca Austral se hicieron mirando el sistema en su conjunto y dejaron ciertas obras remanentes que pueden ser utilizadas para optimizar lo que tenemos. Lo primero que haría es aprovechar esa oportunidad. 

Lo que sin lugar a dudas tenemos que hacer, juntando el problema de la estacionalidad con el del déficit de la capacidad de transporte, es promover el desarrollo de almacenamiento. CGC tiene un proyecto de almacenamiento en Santa Cruz que puede resolver 1,5 MMm³/d de gas de estacionalidad, que en el invierno llega a ser entre 3 y 4 MMm³/d de gas. Entonces, un proyecto de almacenamiento en la práctica significa producir gas en verano y consumirlo en invierno. Esto no requiere siquiera ampliar la capacidad de transporte. Está muy bien que la Secretaría de Energía abra un programa de consulta, pero lo primero que pregunto es: ¿por qué lo circunscriben a Neuquén?, ¿por qué discriminan a otras provincias, otros recursos, otras fuentes de abastecimiento?

En la industria, algunos argumentan que los grandes desarrollos de gas, como Camisea, en Perú, se destrabaron primero construyendo el gasoducto y luego creando el mercado. ¿Cree que esta lógica tiene sentido?

—No estoy tan seguro, por la singularidad de este país. Una cosa es desarrollar Camisea en un país donde la demanda es muy pequeña y otra es impulsar un proyecto de ese tipo en Argentina, donde la demanda y la estacionalidad son muy grandes. Se consumen 120 MMm³/d en el verano y 180 en invierno, y esos 60 MMm³/d hay que resolverlos. ¿Cómo vas a desarrollar un proyecto exportador con déficit de gas local? 

Me preocupa, además, que se está migrando de un esquema de contratos a un esquema spot, y no se puede tener al sector termoeléctrico pivoteando sobre contratos spot. Hoy no contamos con una mirada integradora sobre el problema. Si la propuesta es spotizar en el verano sin regla en el invierno, es difícil encontrar una oferta que pueda ser abastecida de manera voluntaria. ×

Trayectoria 

Emilio Nadra inició su carrera en el Enargas en 2002. Padre de dos hijas, fanático de la pesca en sus (escasos) ratos libres, trabajó en los equipos que hacían la revisión quinquenal de tarifas que, finalmente, nunca se realizó en 2002. “Una tarea que demandaría dos años y se interrumpió con la Ley de Emergencia Económica”, refiere. En 2005 dejó el ente regulador y migró a Pan American Energy, donde fue, durante nueve años, líder de venta de gas para la petrolera. Su CV continúa con Wintershall, como gerente comercial del fluido entre 2014 y 2017. Ese año asumió la vicepresidencia comercial de Compañía General de Combustibles (CGC), empresa que, con el grupo Eurnekian como accionista, quiere jugar fuerte en el sector. En especial, por su apuesta en la Cuenca Austral, desde donde en los últimos tres años duplicó su producción de gas. Periplo curioso para alguien cuyos abuelo (Fernando) y tío (Alberto) fueron notorios referentes del Partido Comunista en la Argentina.