Confirmadas las nuevas ediciones del Plan Gas.Ar, instrumento fundamental para contractualizar a mediano plazo la producción del fluido en el país, Rodolfo Freire, vicepresidente de Pan American Energy (PAE), y Mariano D’Agostino, vicepresidente de Ventas y Marketing de Wintershall Dea, disertaron sobre el tema en el Energy Day.

Al abrir el panel de debate ‘Plan Gas: Los desafíos que plantea la contractualización del mercado hasta 2028’, Freire explicó que una clave para el desarrollo sectorial pasa por favorecer la ejecución de inversiones con estabilidad en las reglas de juego. “La contractualización es un factor fundamental para el producto que uno vende. Pensemos que esta industria invierte y desarrolla su negocio a largo plazo, realizando desembolsos cuantiosos en infraestructura y en pozos que tiene un horizonte de repago”, justificó. 

En su opinión, debe reivindicarse la continuidad del Plan Gas en contraposición con el mercado de gas anterior, cuando no existía este modelo vigente. “Veníamos de un gas natural no contractualizado, lo cual dificulta el desenvolvimiento en una industria que tiene inversiones tan fuertes y que requiere horizontes de repago. El Plan Gas fue un buen elemento para volver a poner la contractualización en la mesa”, insistió.

En consonancia con estas palabras, D’Agostino remarcó la utilidad de esta herramienta ponderando sus tres variables más interesantes. “Los tres elementos fundamentales a los que apunta el Plan Gas son la extensión de lo que hoy hay del onshore para la Cuenca Neuquina, una extensión posible de lo que es la Cuenca Austral y el volumen adicional que va a estar asociado a la infraestructura nueva; es decir, al Gasoducto Néstor Kirchner (GNK). Asimismo, a esos tres ítems hay que sumar los volúmenes adicionales que pueden aparecer en donde todavía hay capacidad de transporte”, aclaró. 

Potenciales exportaciones 

El Plan Gas permitió a los productores estar compitiendo por la demanda como también proyectar en cuanto a la exportación. Así lo cree D’Agostino, quien resumió brevemente su funcionamiento. “Nosotros tenemos que ofrecer un precio (a la demanda doméstica). El que más bajo ofrezca, más parte de esa demanda (de exportación) se lleva”, sintetizó. 

El ejecutivo de Wintershall Dea puso el foco en la demanda doméstica y la de las distribuidoras, las cuales impactan de manera diferente, ante el papel elemental de la demanda del mercado exportador. “El valor para ser competitivo en la demanda doméstica está en el mercado de exportación, que puede pagar un precio bastante más alto de lo que paga el doméstico”, distinguió.

Frente al escenario que plantea la competencia de precios entre el mercado exportador -también contraestacional- y la demanda interna, comentó que ahora que hay volúmenes adicionales puestos en el mercado o esperados respecto de la oferta, se está tratando de distribuirles algo de exportación. “Esto se hace, fundamentalmente, para no cerrar la producción en el verano. Así, aquel que ofrezca al mercado argentino un volumen a un precio competitivo en el invierno va a tener mayor cupo de exportación en el verano”, especificó.

La Argentina, resaltó, está interconectada con Chile a través de siete gasoductos. “Esto no sucede en todas las cuencas porque algunas tienen una madurez que impide que la demanda interna esté atendida”, apuntó. 

Con Brasil y Uruguay, expresó, solamente se llega hasta la frontera”. “Pero ambos, que son un poco más chicos, pueden posicionarse como demanda potencial de corto plazo”, aventuró.

Es entendible, según Freire, la responsabilidad que tienen las empresas a la hora de analizar constantemente las posibilidades del mercado exportador. “Con respecto al mercado regional y fronterizo, hay que hacer inversión en infraestructura tanto para ir por Bolivia como para ir por Uruguay o por Uruguayana. El mercado del sur de Brasil es chico si uno se circunscribe a lo que es Porto Alegre, pero si uno lo piensa más hacia San Pablo, por ejemplo, se expande realmente mucho”, detalló.

Más allá de este potencial exportador, admitió, lo que va a faltar es una parte relevante de la decisión económica. “Uno toma por calidad o crédito de los clientes chilenos el precio que un par de años atrás podía obtener del mercado de exportación, por entonces más parecido a lo que era el interno”, afirmó. 

Dada la situación que se registra a nivel mundial, agregó, el panorama luce atractivo. “Hay que considerar que Chile es un importador neto y que consume gas natural licuado (GNL), con lo cual uno puede empezar a jugar con otros diferenciales de valores”, sostuvo.

Provisión confiable

Al hablar sobre la actualidad y las posibilidades de exportación que tuvieron las empresas, Freire comentó que en el verano de principios de este año la Argentina padecía grandes necesidades. “Estábamos una situación distinta, con una hidrología muy mala. Necesitábamos que nuestro sector térmico accediera al gas que se estaba exportando a Chile. No obstante, la Argentina confirmó su rol y dio confianza al mercado exportador de que estaba para cumplir estos contratos, lo que resultó excelente para seguir dándole seriedad al asunto”, manifestó.

En relación con las posibilidades de reforzar los vínculos comerciales de exportación con Brasil, señaló que hoy en día dicho mercado es chico porque así lo son las conexiones físicas existentes. “Pero hay que pensar en su potencial para intercambiar gas y energía. En el país tenemos líneas eléctricas que nos unen con Brasil y que nos permiten eventualmente exportar 2.000 megawatts (Mw), volumen cercano a los 8 millones de metros cúbicos (m3) por día”, cuantificó.

Desde su óptica, la realidad es que Brasil exhibe una gran dependencia de la generación hidroeléctrica. “Así como a principios de año estábamos con sequía, hoy en el vecino país -tal como aquí- hay exceso de agua. De hecho, actualmente el precio eléctrico en Brasil está en 55 reales, que son prácticamente 10 dólares”, ejemplificó. 

Es posible, añadió el directivo, plantear esquemas de compensación en donde se entregue gas cuando el recurso sobra y se lo reciba cuando escasee (lo que en la Argentina suele darse en invierno). “De ese modo, el diferencial de precio de verano te permite jugar o pensar en ideas creativas para no solamente quedarnos con que hay que mandar el gas por un gasoducto o construir uno nuevo”, indicó.
Los proveedores, precisó, necesitan ser considerados por los clientes como una opción verdadera. “Hoy Brasil no piensa en nosotros como opción por un montón de razones. No estamos en el radar y competimos contra el GNL, que es más ventajoso en cuanto a la flexibilidad que aporta en la operación. No obstante, hemos probado, sobre todo en los últimos dos o tres años, que podemos hacer las cosas bien en el Upstream y que estamos en condiciones ser competitivos. En efecto, hemos bajado significativamente costos y mejorado mucho en términos de productividad”, subrayó.

Para reforzar esta idea, D’Agostino celebró que se le haya demostrado a Chile que el país es un proveedor confiable. “Esto es así si uno tiene en cuenta que se le vendió el gas que no queríamos cerrar porque prácticamente implicaba un precio bajísimo de oportunidad”, reflexionó. 

Acto seguido, evocó, las empresas pasaron a vender esos contratos firmes de verano, los cuales se respetan -pase lo que pase- dentro del mercado interno argentino “Nosotros vamos a exportarles en forma ininterrumpible este año, pero podemos ampliar nuestras perspectivas en el invierno. Ahora también hay que demostrarle a Brasil que somos proveedores confiables. Mientras tanto, tenemos que ir trabajando seriamente en un proyecto de GNL de envergadura”, aseveró.

Desafío pendiente

Freire se refirió a la Argentina en virtud de la necesidad de un estado de madurez para comenzar a exportar gas a Brasil. “Desde el punto de vista del recurso, tenemos que producir a precios competitivos para llegar a exportar. En ese sentido, no es una cuestión menor resolver el desafío pendiente de la falta de infraestructura”, advirtió.

Eventualmente, expuso, habrá que llegar a la frontera. “Eso hoy está representando una restricción que de alguna forma empieza a esclarecerse a partir de la construcción del nuevo gasoducto para el año que viene. Esta obra es importante, claro, pero no suficiente”, enfatizó.
D’Agostino, por su parte, habló acerca del rol que desempeñan las productoras para posicionar este debate en la agenda de la industria. “Cuando uno mira el esfuerzo inversor que debe llevarse a cabo en materia de infraestructura y lo compara con el esfuerzo que tenemos que hacer en el Upstream para abastecer una determinada demanda, queda claro que el primer desembolso se sitúa en varios órdenes más chicos”, comparó. 

Para poder tomar las decisiones de inversión en el Midstream, agregó, debe haber un marco regulatorio bastante claro, estable y no expropiable. “Todo ese capital que se va a poner ahí, se va a hundir literalmente en la tierra. Se apunta, por lo tanto, a que se repague en un largo plazo”, argumentó. 

Por otro lado con respecto a Vaca Muerta, el ejecutivo puntualizó que el desarrollo de la Cuenca Neuquina amerita un esfuerzo constante. “Pero, si en algún momento algún negocio falla, la inversión se puede parar una vez que está hecho el caño”, completó.

Revista TRAMA completa: https://econojournal.com.ar/wp-content/uploads/2023/01/TRAMA-16-book_Final.pdf