Vaca Muerta: ¿Cómo superar la falsa antinomia entre autoabastecimiento y exportación?

“Argentina está en una posición muy favorable para optimizar el uso de sus recursos de gas natural y generar las divisas que el país necesita hoy más que nunca”, afirma, con convicción, el director del Instituto de Energía y de la Diplomatura en Derecho de los Hidrocarburos de la Universidad Austral, Francisco Javier Romano. Se estima que el desarrollo del 50 % de los recursos de la formación no convencional Vaca Muerta permitiría incrementar nuestras exportaciones en un monto superior a los 33.000 millones de dólares anuales en los próximos 50 años.

Argentina cuenta con una serie de ventajas, que Romano enumera. Por un lado, estaríamos a contraestación respecto de los principales compradores del mercado asiático: China, Japón y Corea del Sur. “La demanda invernal de estos países coincidiría con nuestros meses más cálidos, cuando nuestra demanda interna de gas disminuye”, explica el especialista, quien es también socio del estudio PAGBAM Abogados. A la vez, al contar con una matriz energética compuesta en más del 50 % por gas natural –”el más limpio de los combustibles fósiles”–, estamos en condiciones de diseñar una “estrategia de transición energética que tenga en cuenta nuestra disponibilidad de recursos y las necesidades de nuestra economía, por ejemplo, mediante el hidrógeno azul”.

Un cambio de paradigma

El abastecimiento de la demanda interna de hidrocarburos es un pilar fundamental de cualquier política energética. “El concepto de ‘reserva estratégica’ y de ‘seguridad del abastecimiento’ existe en todos los países productores”, enfatiza este experto. Para ello, se necesita un cambio de estrategia, que deje de lado el actual paradigma del autoabastecimiento basado en el concepto de “saldo físico”. Hoy solo es posible exportar si se logra alcanzar una producción por encima de la demanda interna, el denominado “saldo exportable”. Se trata, a juicio de Romano, de “una visión simplista del funcionamiento del sector, que no tiene en cuenta el costo de producción de los hidrocarburos, la estacionalidad de la demanda y los precios de las importaciones y exportaciones en cada momento”.

“Debemos ir hacia un nuevo paradigma, basado en el saldo de la balanza comercial energética y analizarlo de manera global, considerando ese saldo anualmente y no cada día del año”, propone. De ese modo, los mayores ingresos de divisas por las exportaciones permitirán afrontar con holgura los déficits estacionales puntuales en el mercado local. Desde esta nueva óptica, “autoabastecimiento y exportaciones ya no serían conceptos antitéticos sino complementarios”.

El modelo australiano

Si nos remitimos a los ejemplos de casos exitosos en el mercado internacional del gas natural licuado (GNL), un caso es el de Australia, país que disputa con Qatar y EE. UU. la preminencia entre los mayores exportadores. El año pasado, Australia encabezó el ranking, con exportaciones totales por 168,3 millones de megalitros, equivalentes a 168.300 millones de metros cúbicos de GNL.

¿Cómo hizo Australia para incrementar permanentemente sus exportaciones, sin descuidar su abastecimiento interno de gas? Romano señala: “Para conseguirlo, ha venido diseñando planificaciones bianuales en las que se proyecta la demanda local, la producción esperable y, sobre esa base, se establecen los volúmenes de gas destinados a contratos firmes de exportación”. A su vez, para hacer frente a situaciones puntuales de demanda local insatisfecha, existen acuerdos entre el Gobierno nacional australiano y los productores de gas de la costa este.

En esos contratos, se estableció que los exportadores dispusieran de una reserva –un “colchón”– de producción para hacer frente a esos déficits estacionales, sin tocar el GNL contratado para exportación. Por otra parte, si existieran justificadas razones de emergencia que pudieran poner en riesgo el suministro al mercado interno, la autoridad de aplicación podrá requerir a los exportadores el aporte de volúmenes de gas que permitan mitigar el faltante durante ese lapso puntual. Se determinó que ese aporte no podrá superar el 10 % del volumen diario de gas natural producido bajo los permisos de exportación y que el pago a los productores se realice al precio de exportación.

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