*Por José Luis Sureda
El artículo 1 del proyecto dice “Declárase de interés público nacional y como objetivo prioritario de la República Argentina la licuefacción de gas natural con destino a la exportación de Gas Natural Licuado (GNL) y sus actividades asociadas, vinculadas con su almacenamiento, comercialización y transporte”. Por lo tanto, el sector upstream queda fuera del alcance de la ley. Esto es razonable para la producción de gas asociado al petróleo y para gas húmedo, donde la producción de líquidos cubre todos los costos. Pero no lo es para la ventana de gas seco.
Argentina venderá su LNG a precios internacionales mediante una fórmula que incluya un cargo fijo para garantizar el repago de las instalaciones. No somos USA, no tenemos un mercado líquido y profundo como para vender a precio boca de pozo más los cargos fijos. Venderemos a TTF (el precio que marca al gas y el LNG en Europa), que es un mercado muy líquido. La Unión Europea está en el medio de una profunda reforma de sus mercados energéticos y, entre otras cosas, analiza poner un “cap” al precio TTF en el mercado de futuros. Ya se está organizando un mercado “desregulado” para el TTF en Londres.
O venderemos a JKM (el marcador de precios para Japón, Corea, Taiwan y China). Este es un precio menos líquido que el TTF, entre otras cosas porque las ventas bajo contratos de largo plazo tienen una gran participación. Y por supuesto que para las ventas spot habrá que mirar ambos precios para arbitrar exitosamente.
En todo caso el “riesgo precio” lo tomará el gas natural en boca de pozo. Los riesgos en la boca de pozo también impactarán en las regalías por lo que las provincias productoras deberían mirar esta cuestión al momento de considerar los beneficios de la ley.
No sería extraño que a Neuquén le convenga entrar al mercado de futuros para hacer un hedging de sus regalías (una suerte de fondo de estabilización), como seguramente lo harán los vendedores de LNG y los de gas natural.
La segunda cuestión relevante se refiere a la santidad de los contratos. El artículo 26 reza: “Los beneficiarios gozarán de la garantía de transporte y suministro de gas natural destinado a la ejecución del proyecto. Los contratos de transporte y suministro de gas natural asociados al proyecto no podrán ser afectados por ningún tipo de medidas que establezcan preferencias en la asignación de la producción de hidrocarburos, la interrupción de su suministro y/o transporte, redireccionamientos, o medidas de intervención en las condiciones de su comercialización, sea directa o indirectamente”.
Este artículo es verdaderamente inquietante porque supone que la autoridad sí podría afectar a los contratos destinados a satisfacer al mercado interno.
En su artículo 27 puede leerse: “…se considerará que la exportación de GNL no afectará adversamente el normal abastecimiento interno del país cuando: el proyecto prevea el compromiso de inversión de los solicitantes de a) desarrollar uno o más yacimientos dedicados operados por los beneficiarios o bajo contrato de suministro de largo plazo; (ii) construir uno o más ductos como parte del proyecto dedicados al transporte de gas natural hasta la planta de licuefacción (en tierra o flotante)…”.
El concepto de yacimiento dedicado es restrictivo y supone que los yacimientos de gas seco serán los únicos “exportables” Esto no está alineado con la situación en el upstream, ya que muchos productores poseen participación en diferentes yacimientos, tanto de gas seco como húmedo y asociado, y buscarían hacer un “portafolio” de abastecimiento al proyecto de LNG. Es otro tema para analizar con cuidado.
También puede considerarse que, a partir de lo anterior, habrá productores “condenados” a vender su gas en el mercado interno. Si consideramos los artículos 26 y 27 en conjunto, la visión de la autoridad da un giro de 180 grados: ahora los únicos privilegiados son los exportadores. Toda la propiedad privada debe ser considerada intangible, y no solamente una parte de esta.
Pensemos en una situación en la que falta gas para el mercado interno. Es posible clasificarla dentro de 2 grandes grupos. En el primer grupo, la falta de gas se debe a una mala, o inexistente, política energética. En este caso, si el estado decide intervenir un contrato debiera hacerse cargo de todos los costos de tal decisión.En el segundo grupo, la falta de gas se debe a una fuerza mayor: la rotura de un gasoducto o un problema en un gran yacimiento. Si tal hecho afecta al mercado residencial, el regulador debe tomar las medidas necesarias para paliar la situación, y estas medidas tienen soluciones específicas a ser aplicadas por tiempos relativamente breves. Esto al margen de los remedios que los respectivos contratos de suministro tengan previstos.
Un mercado interno bien diseñado llevará a la contractualización del mismo, y estos contratos proveerán los remedios que compradores y vendedores acuerden.
El estado tiene el monopolio de la fuerza jurídica como para evitar abusos de posiciones dominantes. En términos generales me parece un buen proyecto, al que le falta una “vuelta de tuerca” para, en mi opinión, mejorar las cuestiones apuntadas.
*Ex secretario de Hidrocarburos.
