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. -> 234610
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