La Argentina todavía está lejos de volver a convertirse en un exportador neto de gas. Pero, por lo menos, el objetivo ya no parece tan lejano como hace unos años. Desde el comienzo de la primavera, en septiembre pasado, siete petroleras fueron autorizadas a vender gas al exterior. Las exportaciones a gran escala se habían interrumpido en 2011.

Se trata de un cambio de rumbo impensado en el sector. El incremento de la producción de gas no convencional -conocido como shale y tight gas- fue del 45% el año pasado, lo que permitió que la producción total aumentara un 5% interanual (el gas convencional, por otro lado, cayó un 11%).

Esto generó que, durante nueve meses del año, comience a sobrar gas. En concreto, en el verano hay un excedente de 30 millones de metros cúbicos diarios (m³/d) y en invierno, cuando la demanda se quintuplica, sucede lo contrario: al mercado doméstico le faltan 80 millones de m³/d, que hay que suplir con importaciones de Bolivia y barcos que traen gas natural licuado (GNL).

El precio también difiere. Mientras en verano se vende el excedente de producción a un valor de entre US$3,50 y US$4 el millón de BTU (una medida que equivale a unos 27 m³ de gas), en invierno se debe importar el hidrocarburo a no menos de US$7,50 el millón de BTU.

Los especialistas del sector coinciden en que aún faltarán entre cuatro y cinco años para que las exportaciones de gas en verano contrarresten las importaciones que abastecen la demanda estacional de invierno.

Entre las empresas que recibieron de parte del Gobierno 22 permisos para exportar se encuentran YPF, Pan American Energy (PAE), Compañía General de Combustibles (CGC), la francesa Total Austral, Wintershall y ExxonMobil.

La capacidad máxima de los gasoductos que conectan la Argentina con Chile permite transportar 30 millones de m³/d. El máximo exportado fue en 2004 y se enviaron 24 millones de m³/d de gas. Pero luego de eso, por la creciente demanda del mercado argentino, el gobierno de Néstor Kirchner le dio la prioridad al abastecimiento interno.

Sin embargo, aún se está lejos del pico de 24 millones de m³/d. En enero, las empresas exportaron en promedio 4,6 millones de m³/d, según datos oficiales. El máximo en un día fueron 6,5 millones de m³. Si bien entre octubre y el mes pasado los destinos de exportación incluyeron también a Uruguay y Brasil, es Chile el que compra la mayor parte del gas sobrante.

La producción de Vaca Muerta permitió que haya un exceso de producción, pero la mayoría de lo que se vende al exterior no proviene de esa formación no convencional. La explicación está en la resolución 46, el esquema de subsidios que reciben algunas empresas por su producción. Si el gas se exporta, no reciben la bonificación. Por lo tanto, en la mayoría de los casos, las firmas envían el gas que producen en la cuenca marina austral o en el golfo San Jorge.

Para exportar, las autorizaciones oficiales plantean dos salvedades: son de carácter interrumpible y solo se puede vender el gas en época estival, lo que marca una diferencia con respecto a lo que ocurría hasta 2011.

"Es distinto porque antes Chile no tenía tanta flexibilidad. Las empresas chilenas tenían contratos firmes con distintos proveedores locales que duraban todo el año -explica Daniel Montamat, exsecretario de Energía y expresidente de YPF-. Después, la producción se redireccionó al mercado doméstico y se cancelaron los contratos. Hubo demandas de Chile a productores argentinos, quienes alegaron el problema de fuerza mayor: el Estado los obligaba a vender en el mercado doméstico".

Montamat indica que ahora el país vecino ya no es cautivo del abastecimiento del gas argentino. "Chile ya tiene las plantas de licuefacción. Entonces, cuando la Argentina les deja de suministrar, compran el GNL por barco. Tienen un esquema logístico más flexible. Por eso se pueden establecer estas condiciones de ventas interrumpibles. Pero si el país sigue desarrollando intensivamente la producción de gas, se tendrá que ir a una modalidad contractual más firme para que haya una demanda estable todo el año", agregó.

Las petroleras ya comienzan a mirar las exportaciones de gas a países no limítrofes. Para ello primero será necesario invertir en las plantas de licuefacción, donde el gas se enfría a menos de 160 grados para pasarlo a estado líquido. De esta manera se puede enviar en barcos. Pero la inversión no es sencilla: demanda por lo menos US$4000 millones en un momento en que la Argentina tiene el crédito internacional cerrado. Su construcción, además, tardaría entre cuatro y cinco años.

Un primer paso igualmente lo dio YPF, con el arribo la semana pasada del buque de licuefacción de gas contratado a la empresa belga Exmar. Esto le permitirá comenzar a exportar 2,5 millones m³/d, lo que representa un 5% de su producción total. Los destinos a los que apunta son China y Japón.

Crear demanda para el excedente de gas de Vaca Muerta será clave para que las inversiones continúen. "La única forma de que 'explote' verdaderamente Vaca Muerta es asegurando que haya un mercado para el gas", dicen las petroleras. Eso buscaba, en parte, el esquema de subsidios que ahora el Gobierno limitó. Mientras tanto, las empresas comienzan a priorizar sus inversiones en el petróleo.