El secretario de Energía, Javier Iguacel anunció el cambio a partir del 2019 y explicó cómo será la reforma del Plan Gas.

A pocos días de que se autorizaran los primeros contratos de exportación de gas a Chile tras once años de importación, el secretario de Energía de la Nación explicó cómo serán las modificaciones que se incorporarán a la Resolución 46 que fijó el nuevo Plan Gas.

En una entrevista exclusiva con “Río Negro Energía” anticipó que a partir del año entrante se dejará de importar GNL por el puerto de Bahía Blanca, se recibirá menos gas de Bolivia y se negocia una adenda contractual.

P- Se autorizaron las primeras exportaciones pero hay otras 8 en espera. ¿A qué cuenca corresponden?

R- Todas las que faltan son de Neuquén, de Vaca Muerta, y en estos días, antes del primero de octubre queremos tenerlos aprobados como dijimos, en septiembre volvemos a ser exportadores. En total las exportaciones superan los 5 millones de metros cúbicos diarios.

P- Con el incremento en la producción de gas, ¿hay proyección de reducir las importaciones de GNL y de Chile y Bolivia?

R- Sí. El año que viene no vamos a estar importando GNL por el puerto de Bahía Blanca, tomamos esa opción del contrato y sólo lo haremos por Escobar por una cuestión de la restricción de transporte que tenemos de Neuquén hacia Buenos Aires. Y además ya comenzamos las discusiones con Bolivia y hoy estamos tomando menos gas en un acuerdo con ellos.

P- ¿Favoreció esto que YPFB haya inclumplido el acuerdo?

R- Negociamos desde esa fortaleza que tenía su incumplimiento para cambiar algunas condiciones. La primera es que no estemos obligados a tomar todo el volumen y por lo tanto no tengamos que pagar multa por eso y en esto se avanzó. En cuánto a volumen vamos a mantener las conversaciones confidenciales hasta terminar la negociación.

P- Se da esto en un momento en el que ha sobrado producción. ¿Han sido cerca de 15 millones de metros cúbicos diarios?

R- Sí, efectivamente. Lo que Vaca Muerta da es una perspectiva no sólo de autoabastecimiento para la Argentina sino también la capacidad de ser grandes exportadores mundiales. La producción actual nos permite tener muchos mejores precios como vimos con la licitación de gas.

P- La baja del precio incide en el nuevo Plan Gas. ¿Cuáles son los cambios que se realizarán a la Resolución 46?

R- El único gran cambio es que está en el presupuesto, el resto son más bien aclaraciones. Lo pusimos en el presupuesto y es un cambio positivo porque lo hace transparente. Los planes 1, 2 y 3 le costaron a los argentinos 2.900 millones de dólares al año y nunca los hubiéramos diseñado como se diseñaron. Este año va a costar menos de la mitad y está siendo mucho más exitoso.

El segundo cambio es que se limita el aporte del precio estímulo a los volúmenes de producción que fueron declarados por cada productor. Si producen más bien, pero el precio estímulo no lo van a tener.

El tercero es una aclaración porque había una confusión en hasta cuánto era. Nunca va a superar los valores máximos indicados en la resolución. Por más que consigan un precio superior y le de así un precio final en 2019 a los 7 dólares contemplados, el precio final no va apoder superar los 7 dólares.

Otro punto que aclararemos es que el gas que se exporte de la Resolución 46 no va a tener el precio estímulo.

Y como ha sido exitoso no vamos a recibir más propuestas. Las que están presentadas antes del 1 de septiembre serán aprobadas pero no consideramos que sea necesario continuar.

P- Hay 11 desarrollos en Neuquén esperando y uno en Río Negro, ¿se van a autorizar todos, incluso los de tight gas?

R- Solamente estamos aprobando si son de Vaca Muerta y en tight gas si son proyecto combinados con shale, pero no sólo tight porque hoy ya son rentables. Hasta acá llegó el estímulo y no hace falta más. La manera de que seamos competitivos para exportar es que nos acerquemos al precio de EE. UU. que es de 3 - 3,50 dólares, con el tiempo aspiramos a que esos sean los precios del mercado.

P- Hablando de exportaciones, ¿ya han tenido solicitudes de exportación de crudo liviano?

R- De Medanito todavía no, pero sí hemos tenido una solicitud de exportación de gasoil y de naftas desde Bahía Blanca, de la refinería de Trafigura que se produce a partir de Medanito, con lo cual es aún mejor porque le estamos dando valor agregado. Pero ya está empezando a sobrar el crudo de Medanito y creemos que en cualquier momento, en especial cuando esté terminado el oleoducto a Loma Campana, empiecen las primeras solicitudes porque no va a haber capacidad para refinar.

P- ¿Perjudica a esto las nuevas retenciones?

R- En principio no porque el crudo está muy alto. Hoy el Brent cotiza a cerca de 80 dólares y cuando uno descuenta el costo de exportar el crudo argentino y las retenciones, los productores argentinos terminan recibiendo lo mismo que en EE. UU. con el WTI.

Los desafíos que enfrenta Iguacel

+ Infraestructura vial y habitacional acorde al crecimiento previsto.

+ Infraestructura para el segmento del midstream con una nueva normativa en análisis.

+ Ampliar la demanda de exportación de gas y fomentar la industrialización.

+ Abaratar la energía para los argentinos y potenciar el uso de GNL para el transporte.

+ Desburocratizar y agilizar procesos de autorización para mejorar la competitividad.