El ministro de Energía, Javier Iguacel, anunció ayer la firma del marco regulatorio para exportar a Chile. Lo hizo por Twitter desde Mendoza donde se celebra una reunión bilateral de los dos países. Hasta ahora, en 2017 el ex titular del área, Juan José Aranguren, solo había autorizado la exportación a la nación trasandina bajo el compromiso de importar luego el mismo volumen.

En cambio, lo que se plantea en este momento es volver a las ventas de gas sin contrapartida. No se sabe si el marco regulatorio fijará precios de exportación porque aunque este es un aspecto clave se mantuvo bajo reserva cuando se hicieron las operaciones autorizadas por Aranguren.

El precio es importante porque se va a exportar el gas que se extrae de Vaca Muerta, en particular el que obtiene Tecpetrol en Fortín de Piedra, que está subsidiado, lo que significa que el Estado argentino cubre la diferencia entre el valor de venta y u$s 7,50. Este precio es superior al que hoy percibe Bolivia por el fluido que vende a la Argentina, por lo cual hay dudas de que sea aceptado en el mercado chileno.

Al mismo tiempo, el subsidio a un producto de exportación va contra las reglas fijadas por la OCDE, por lo que podría crearse una situación por lo menos confusa.

Las ventas a Chile saldrán de Fortín de Piedra porque al recibir un precio preferencial, tuvo un incremento exponencial en la producción de gas. En junio, se extrajeron 6,8 millones de metros cúbicos por día, lo que significa más de diez veces el volumen extraído en el mismo mes del año anterior, y se espera que para octubre ya se estén produciendo unos 9 millones diarios.

Además, mientras que en los yacimientos tradicionales se puede parar la producción en los meses de menor demanda, en el shale esa alternativa es más difícil técnicamente y en consecuencia más costosa.

Esto significa que no es solo el aumento alcanzado en la producción lo que explica el retorno a las ventas externas. La Argentina sigue siendo por ahora un importador neto de gas. Aun en los meses de menor consumo, el país importa el producto de Bolivia en cantidades que triplican o casi cuadruplican los volúmenes que se podrán vender a Chile.

Aunque es cierto que Bolivia no acepta vender mucho menos en verano que en invierno, el volumen que se le compra no podría cubrirse con los excedentes obtenidos este año en dos áreas subsidiadas (la otra está en la Cuenca Austral y es operada por Compañía General de Combustibles con una producción de 2,7 millones diarios en junio).

Si se toman los datos diarios del Enargas de octubre de 2017, se nota que para cubrir la demanda en los primeros quince días del mes debió utilizarse entre 18 y 19 millones de metros cúbicos diarios de Bolivia, y hasta 13 millones de GNL regasificado en los puertos de Escobar y Bahía Blanca.

Ya en la segunda mitad de octubre, y en noviembre y diciembre, solo se utilizó el producto boliviano pero en cantidades que oscilan entre 16 y 19 millones de metros cúbicos diarios, lo que se relaciona con la temperatura: cuanto más alta es, más crece la demanda eléctrica, y mayor es la necesidad de que opere todo el parque térmico a gas. Esto provocó ya en enero y febrero de este año que en las jornadas más calurosas debiera usarse también el GNL regasificado.

La exportación a Chile plantea entonces algunas dudas que deberían resolverse con el marco regulatorio: en primer lugar a qué precio se realizará la venta, considerando que el Estado asegura un valor de u$s7,50.

 También habrá que ver cómo el Gobierno encara un segundo problema: si se exporta al mismo precio que el gas boliviano se daría la paradoja de que en primavera la Argentina le vende a Chile a alrededor de u$s 6, y en invierno le compra al mismo país 3 a 4 millones de metros cúbicos diarios a u$s10, porque como el país trasandino no tiene gas, exporta regasificado el GNL que le compra a terceros países. Es decir, la balanza energética con Chile seguiría siendo deficitaria.

VISTO el Expediente N° EX-2018-37429723-APN-DGDO#MEN, las Leyes Nros. 17.319 y 24.076 y sus modificatorias y complementarias, el Decreto N° 1738 del 18 de septiembre de 1992 y sus modificatorios, y

CONSIDERANDO:

Que la política implementada por el PODER EJECUTIVO NACIONAL en materia de hidrocarburos promueve, a través de los diversos programas que la integran (tales como los de promoción de la producción no convencional de gas natural y de exploración costa afuera), la incorporación de nuevas reservas y la recuperación de la producción, todo ello con el fin de lograr, en forma paulatina, el objetivo principal establecido en el artículo 3° de la Ley N° 17.319 y en el artículo 1° de la Ley N° 26.741, de satisfacer las necesidades de hidrocarburos del país con el producido de sus yacimientos, manteniendo reservas que aseguren esa finalidad.

Que el artículo 6° de la Ley N° 17.319 establece que el PODER EJECUTIVO NACIONAL permitirá la exportación de hidrocarburos o derivados no requeridos para la adecuada satisfacción de las necesidades internas, pudiendo fijar, en tal situación, los criterios que regirán las operaciones en el mercado interno, a fin de posibilitar una racional y equitativa participación en él a todos los productores del país.

Que el artículo 3° de la Ley N° 24.076 dispone las condiciones aplicables a las exportaciones de gas natural, las que pueden ser autorizadas siempre que no se afectare el abastecimiento interno.

Que el artículo 3° del Decreto N° 1.738 del 18 de septiembre de 1992, modificado por el Decreto N° 962 del 24 de noviembre de 2017, prevé que las autorizaciones de exportación de gas natural sean emitidas por el ex MINISTERIO DE ENERGÍA Y MINERÍA una vez evaluadas las solicitudes de conformidad con la normativa vigente, estando autorizado, además, para emitir las normas complementarias que resulten necesarias.

Que el artículo 2° de la Ley N° 26.197 establece que el diseño de las políticas energéticas a nivel federal será responsabilidad del PODER EJECUTIVO NACIONAL.

Que a fin de propiciar el cumplimiento de los objetivos de política energética fijados por las leyes aplicables en la materia es necesario tomar en consideración las características del mercado local, cuya demanda de gas natural se encuentra fuertemente marcada por la estacionalidad debido a la determinante influencia del consumo residencial, así como también las características del mercado regional y global, al cual resulta crucial integrarse y desarrollar, a fin de paliar la mencionada estacionalidad e incentivar la producción constante y razonablemente estable de hidrocarburos.

Que la matriz energética mundial está compuesta en un OCHENTA PORCIENTO (80%) por hidrocarburos, y los combustibles fósiles, incluidos el carbón, el petróleo y el gas natural, han sido hasta ahora la principal fuente de energía, sin perjuicio de que durante los últimos años, sin embargo, se ha comenzado a evidenciar un cambio de paradigma, con el reemplazo de las fuentes fósiles por energías renovables y limpias.

Que si bien producto de los avances tecnológicos se estima que en un futuro, ya no será predominante la participación de los hidrocarburos en la producción energética mundial, durante la transición, la demanda de gas natural se incrementará, por ser el combustible fósil de menor poder contaminante y mayor facilidad de transporte.

Que la estacionalidad de la demanda de gas natural en el país, con excedentes durante los meses de verano, conlleva un desafío para la viabilidad económica de los proyectos de explotación, circunstancia que lleva a desarrollar alternativas que permitan colocar los excedentes de gas natural durante el periodo estival.

Que la seguridad del abastecimiento interno a los menores costos posibles se logra con la inserción del país en el corto plazo en modelos de integración energética regional dinámica y activa con países vecinos, y en el largo plazo en modelos de inserción global, que permitan suavizar las variaciones estacionales de la demanda local y la consecuente variabilidad de los niveles de producción local, a través de la importación y la exportación de excedentes de gas natural.

Que la integración energética regional y la regla según la cual las autorizaciones de exportación de gas natural deben otorgarse teniendo en cuenta la satisfacción del abastecimiento interno, ha sido receptada en los Acuerdos Bilaterales firmados por nuestro país con países de la región.

Que el objetivo de la seguridad de abastecimiento y balanza energética positiva, exige aumentar significativamente las inversiones necesarias para recuperar las reservas de hidrocarburos y así poder incrementar la producción local, inversiones que solo serán posibles si la mayor producción potencial tiene asegurada las condiciones de precio, tiempo y forma para llegar a la demanda en cualquier momento del año, tanto a nivel interno como externo a través de las exportaciones, tanto de corto como de largo plazo.

Que es necesario crear un régimen expeditivo de otorgamiento de permisos de exportación, en tanto el solicitante haya proporcionado la información suficiente para el análisis de su factibilidad.

Que a fin de compatibilizar los requerimientos de viabilidad de los proyectos destinados a recuperar reservas e incorporar nueva producción, con la seguridad del abastecimiento interno y con la libre disponibilidad, resulta necesario contar con un procedimiento administrativo transparente y no discriminatorio que asegure a los consumidores internos la posibilidad de adquirir el gas natural propuesto para la exportación.

Que con el objetivo de ordenar el régimen de exportaciones, se consideraran operaciones de exportaciones de corto y largo plazo, firmes e interrumpibles, y exportaciones estivales e intercambios operativos, en cualquiera de los casos, siempre condicionadas a la seguridad del abastecimiento interno.

Que la información que se presente a los efectos de la solicitud de autorización de exportación tendrá carácter público, de forma tal que los posibles demandantes de gas natural en el mercado interno, los interesados en realizar inversiones en transporte y distribución, y las autoridades competentes, puedan conocer de manera adecuada y veraz todos los aspectos relevantes de la misma.

Que las circunstancias expuestas, y transcurridos casi VEINTE (20) años del dictado de la Resolución N° 299 del 14 de julio de 1998 de la ex SECRETARÍA DE ENERGÍA y su normativa complementaria, amerita de la emisión de una normativa moderna que contemple e instaure un nuevo régimen para las exportaciones de gas natural.

Que asimismo, ha variado el escenario energético imperante al emitirse la Resolución N° 265 del 24 de marzo de 2004 de la citada ex Secretaría, que contempla la suspensión de la exportación de excedentes de gas natural y de las tramitaciones de nuevas autorizaciones de exportación, las que mantendrían su vigencia hasta tanto se pudiera comprobar que existían condiciones de inyección a los sistemas de transporte adecuadas para abastecer el mercado interno.

Que atento que la política energética del GOBIERNO NACIONAL ha afianzado la seguridad de abastecimiento del mercado interno, han perdido vigencia las circunstancias tenidas en cuenta para el dictado de la Resolución N° 265/2004.

Que resulta pertinente contemplar dentro del procedimiento que se aprueba por la presente, el tratamiento que recibirán los volúmenes de exportación de gas natural equivalentes a los incluidos en el “Programa de Estímulo a las Inversiones en Desarrollos de Producción de Gas Natural proveniente de Reservorios No Convencionales” aprobado por la Resolución N° 46 del 2 de marzo de 2017 del ex MINISTERIO DE ENERGÍA Y MINERÍA y sus modificatorias y ampliado en su alcance por la Resolución N° 447 del 16 de noviembre de 2017 del mismo Ministerio (el “Programa”), y de aquellas que, si bien resulten de gas convencional, las empresas solicitantes sean adherentes, actuales o futuras, en el aludido Programa.

Que la DIRECCION GENERAL DE ASUNTOS JURIDICOS de este Ministerio ha tomado la intervención que le compete.

Que la presente medida se dicta en uso de las facultades conferidas por lo dispuesto en el artículo 97 de la Ley N° 17.319 y el inciso 1) del artículo 3° del Decreto N° 1.738/1992.

Por ello,

EL MINISTRO DE ENERGIA RESUELVE:

ARTÍCULO 1°.- Las exportaciones de gas natural a las que se refiere el artículo 3° de la Ley Nº 24.076 estarán sujetas a los términos y condiciones establecidos en el Procedimiento para la Autorización de Exportaciones de Gas Natural que como Anexo (IF -2018-40183693-APN-DGCLH#MEN) integra la presente medida.

ARTÍCULO 2°.- Derógase la Resolución N° 299 del 14 julio de 1998 de la ex SECRETARÍA DE ENERGÍA y sus modificatorias. Los permisos de exportación otorgados en el marco de la normativa que se deroga deberán someterse al Procedimiento para la Autorización de Exportaciones de Gas Natural.

ARTÍCULO 3°.- Derógase la Resolución N° 131 del 9 de febrero de 2001 de la ex SECRETARÍA DE ENERGÍA Y MINERÍA y sus modificatorias.

ARTÍCULO 4°.- Derógase la Resolución N° 265 del 24 de marzo de 2004 de la ex SECRETARÍA DE ENERGÍA y sus modificatorias.

ARTÍCULO 5°.- Derógase la Resolución N° 883 del 15 de julio de 2005 de la ex SECRETARÍA DE ENERGÍA y sus modificatorias.

ARTÍCULO 6°.- Derógase la Resolución N° 8 del 13 de enero de 2017 del ex MINISTERIO DE ENERGÍA Y MINERÍA y sus modificatorias.

ARTÍCULO 7°.- Delégase en la SUBSECRETARÍA DE RECURSOS HIDROCARBURÍFEROS de este Ministerio, a través de las áreas correspondientes, las tareas que específicamente se encomiendan en el Procedimiento para la Autorización de Exportaciones de Gas Natural.

ARTÍCULO 8°.- La presente resolución entrará en vigencia a partir de su publicación en el Boletín Oficial.

ARTÍCULO 9°.- Comuníquese, publíquese, dése a la DIRECCIÓN NACIONAL DEL REGISTRO OFICIAL y archívese. Javier Alfredo Iguacel

Después de la publicación de la resolución 104, con la que el Ministerio de Energía dio el primer paso para exportar gas a Chile sin compromiso de reimportación, el sector privado todavía espera con inquietud que se complete la reglamentación y que el Gobierno entregue certidumbre sobre los procesos.

 También existen dudas sobre los precios de exportación y su diferencia respecto a los valores de producción y los destinados a la demanda local. Desde una de las históricas empresas que más producen gas en el país aprovecharon para cuestionar: "No parece lógico que, cuando empieza a haber excedente exportable gracias al estímulo que resultó el beneficio de la Resolución 46, se quite ese incentivo a la inversión".

El anexo de la resolución también crea la figura del "Tercero Interesado" en el punto 3.4. Será "todo potencial comprador de gas natural que manifieste interés concreto en adquirir, en todo o en parte, las cantidades de gas natural especificadas en la solicitud de exportación, para destinarlo al mercado interno, respetando, en la medida de lo posible los demás términos y condiciones de la solicitud de exportación".

 En concreto, desde el sector explicaron que "es un comprador local que puede competir por el precio de exportación cuando se entere de que una petrolera tiene una oferta externa, que seguramente será a los precios internacionales de u$s 4 o u$s 5 por millón de BTU, consignó El Cronista

Por ejemplo, un gran usuario que se le está por vencer el contrato de abastecimiento con otra petrolera puede estar atento a que se dé una situación así". Desde otra de las mayores petroleras locales expresaron: "Es positivo el camino que empezó el Gobierno de autorizar la exportación de gas. Tarde o temprano iba a sobrar la oferta y es necesario abrir mercados para colocar la demanda que no viene de Argentina en verano".

"Es una gran oportunidad para colocar productos en otras partes del mundo, pero internamente consideramos que hay cuestiones a pulir y mejorar a medida que se avance", dijeron, sin especificar.

La exportación de gas argentino a Chile era esperada en ambos lados de la Cordillera. Las ventas al exterior no eran libres desde 2004, cuando el kirchnerismo dispuso cerrar el mercado ante el escenario de caída en la oferta  y súbito aumento de la demanda local, en plena recuperación de la crisis de 2001 y con un congelamiento tarifario que permitía un rápido crecimiento de la industria pero no otorgaba incentivos a la eficiencia energética.

Una de las compañías que mejor aprovechó el nuevo marco regulatorio, en reserva, comentó que la resolución emitida por el Gobierno es "extraordinaria", porque le encuentra destino a la producción excedente en verano para no tener que cerrar los pozos (algo imposible y altamente costoso). Y brindó precisiones.

"Se calcula que se exportará este verano a Chile unos 6 o 7 millones de metros cúbicos por día (MMm3d), pero que el precio del gas a nivel local bajará recién en el largo plazo, porque los pozos se mantienen abiertos y en producción todo el año", afirmó esta fuente. En invierno, por los picos de demanda, los costos se elevan. Otra alternativa a la exportación de gas a Chile, cuando falte la demanda, es el almacenamiento subterráneo, hasta tanto se construyan plantas de licuefacción para vender Gas Natural Licuado (GNL).