La Revista del Colegio de Abogados
Número 82. Tomo 1. Julio de 2022
Número 82. Tomo 1. Julio de 2022
por Pablo Rueda
Cambios Regulatorios para un Modelo de Exportación de Gas Natural a Escala Global
Por Pablo Rueda
Resulta ya incuestionable que Argentina tiene un déficit entre lo que demanda como estándar de vida, y lo que genera para satisfacer dicho estándar. Para cubrir este déficit, los argentinos hemos optado en los últimos setenta años por dos modelos que, si bien aparentemente antagónicos, proponen soluciones de igual cortoplacismo, comparables con las conductas de los adictos a las drogas.
El primero de ellos, es el modelo de cierre de la economía y sustitución de importaciones, generador de riqueza en sus primeros años, pero ya agotado en el mundo y letal en Argentina desde los setentas del siglo pasado. Mediante este modelo se emparcha el referido déficit calentando la demanda local con protección industrial y emisión monetaria, generando un bienestar de corto plazo que al poco tiempo se transforma en inflación, recesión, fuga de divisas y estancamiento. En cada uno de estos ciclos frustrados, Argentina transfiere a su marginalidad estructural un porcentaje importante de su población.
El segundo de ellos es el modelo limitado de integración al mundo. Mediante este modelo se emparcha el referido déficit, calentando la demanda local con ingreso de inversiones que no se destinan a proyectos de exportación que permitan su repago en el futuro. A diferencia de Israel, China, Corea del Sur y otros modelos de apertura a la inversión extranjera, el foco de la apertura no es la exportación de bienes y servicios locales, sino mayormente inversiones en infraestructura doméstica con escasa repercusión en nuestras exportaciones. Así, como en el 76-81, 90s, 2016-2017, se genera un bienestar de corto plazo que al poco tiempo se transforma en endeudamiento, recesión y estancamiento. Es que manteniéndose el déficit entre lo que se demanda como estándar de vida y lo que el país genera para el mundo, si las inversiones no se traducen en mayores exportaciones que cubran ese déficit con mayor riqueza nacional, en el primer momento de enfriamiento de tales inversiones, empieza la dificultad de repago de los endeudamientos externos, fuga de divisas, devaluación y recesión. En cada uno de estos ciclos frustrados, se transfiere a la marginalidad estructural de nuestro país, otro porcentaje importante de su población.
En los extremos de ambos modelos encontramos los mesías que prometen solucionar el déficit simplemente haciendo pagar al otro medio país al cual no pertenecen, como si ese otro medio país no importase o no existiese. O no tuviese poder para defenderse.
En voz baja, y sin dejar de culpar a los líderes del otro modelo por el recurrente deterioro de la Argentina, no son pocos los líderes de ambos modelos que hoy perciben la inviabilidad de éstos, y la necesidad de paliar el déficit entre lo que pretendemos y lo que tenemos, por una alternativa que resulte sustentable en el largo plazo.
La alternativa es clara y está a la vista de todos los que quieren ver. Atraer inversiones en ciertos sectores de la economía argentina que generen nueva riqueza vía la exportación de bienes y servicios que se inserten en las cadenas de valor globales, permitiendo reconvertir -y no aniquilar- nuestro aparato industrial anquilosado en los privilegios de un mercado interno cautivo.
Una de esas oportunidades es la exportación a escala global de gas natural licuado. Hoy el mundo nos ofrece -por tan solo algunas décadas más- la oportunidad de generar una importante riqueza incremental, produciendo gas natural, transportándolo a nuevas plantas de procesamiento y licuefacción, extrayendo sus componentes industrializables y exportando GNL al mundo.
Analizamos en este trabajo, esta oportunidad.
“Si no pagan rublos, no hay gas” dijo el gobierno ruso en marzo 2022. A partir de la guerra de Ucrania, las sanciones económicas dispuestas contra Rusia, y la respuesta de Rusia a tales sanciones, los precios del gas natural en las distintas regiones del mundo se incrementaron sustancialmente. Incluso hubo fenómenos de escasez de gas en Alemania.[1]
Es cierto que este nuevo escenario puede considerarse de corto plazo. Pero aun siguiendo con las proyecciones de demanda de energía previas a la guerra en Ucrania, las perspectivas de la demanda global de gas natural, motivadas por el crecimiento asiático, la sustitución del carbón, el uso de GNL en el tráfico marítimo, etc., más que validan el potencial argentino para el ingreso en el mercado global de GNL.[2] Además, debido a la proyección en el largo plazo de la falta de confiabilidad del gas ruso, la demanda de GNL se duplicará al 2040.[3]
En los años previos al año 2022, existía una tendencia hacia la contractualización spot (vs. de largo plazo) en el mercado mundial de GNL. Esta tendencia comenzó a revertirse a partir de la guerra en Ucrania y el forzoso aprendizaje de los países acerca de la importancia de contar con una garantía de suministro en el largo plazo.[4]
La posibilidad de contractualización en el largo plazo es de primaria importancia para la viabilidad de los proyectos argentinos. En primer lugar, Argentina necesita construir una importante infraestructura en materia de transporte, almacenaje y licuefacción de gas natural. El financiamiento de tales proyectos de construcción será mucho más factible si cuenta como respaldo contratos de compra de GNL de largo plazo con Offtakers (compradores) extranjeros. Además, sin contratos de largo plazo, los riesgos asociados al ingreso al mercado global de GNL son muchos mayores, particularmente teniendo en cuenta la escasa significancia que tendrá inicialmente Argentina en este mercado global.
Además de la confiabilidad de la Argentina por su lejanía de las zonas de conflicto bélico del mundo, Argentina cuenta con el beneficio de la estacionalidad inversa con los grandes consumidores de GNL. Es decir, a la Argentina le sobra gas (verano) cuando Europa y Asia más lo necesitan.[5]
Podríamos discutir hasta la eternidad si a partir de la crisis económica del 2002, y las soluciones implementadas para paliar sus consecuencias, nos quedamos sin gas o el gas se quedó sin precio.
Sin embargo, a partir del descubrimiento del yacimiento no convencional Vaca Muerta y la factibilidad técnico-comercial de su explotación mediante técnicas de estimulación no convencionales, la disponibilidad de la oferta doméstica de los hidrocarburos ya no depende de la existencia de reservas probadas. Hoy, a diferencia de los noventa, sabemos que la Argentina cuenta con recursos suficientes para abastecer sus necesidades de gas natural por varias generaciones. La Argentina cuenta con 802 billones de pies cúbicos de gas no convencional “técnicamente recuperables”, según los últimos datos de la Administración de Información Energética de los Estados Unidos (EIA, por sus siglas en inglés) actualizados a septiembre de 2015.
Por eso la disponibilidad de ese recurso depende esencialmente de crear las condiciones para la inversión en su desarrollo. Esto es principalmente que exista un precio adecuado que viabilice tales inversiones. Sin esa inversión, sabemos que el recurso existe, pero no podemos aprovecharlo.
En consecuencia, a diferencia de la actividad convencional existente en el 2002, la actual actividad no-convencional en Argentina parte del conocimiento de que el recurso existe y es suficiente para satisfacer las necesidades de varias generaciones futuras.
Además las enormes inversiones requeridas para el desarrollo de nuestros recursos dependen de que existan mercados (demanda) a escala suficiente como para que tales inversiones sean factibles. Este es el cambio de paradigma a partir de la explotación de nuestros recursos no convencionales. Crear mercados externos para nuestros hidrocarburos es condición para el desarrollo pleno de nuestros recursos, y consecuentemente, para la disponibilidad de los mismos en el mercado interno. Esa economía de escala permitirá viabilizar las cuantiosas inversiones requeridas para un desarrollo pleno.
El principal riesgo de la garantía de suministro de gas natural con destino a la exportación de GNL a escala global es la existencia de problemas en el abastecimiento interno. La Argentina se distingue de sus países vecinos en cuanto a que el porcentaje de penetración del gas natural en su matriz energética es de aproximadamente un 55%. Esta alta penetración se debe principalmente a su extensa red de transporte y distribución, comparable con los países más desarrollados en gas natural, como por ejemplo los Países Bajos.
Además de existir un mercado doméstico altamente desarrollado, por efecto del consumo residencial y la escasez de capacidad de almacenamiento, la demanda local tiene una alta estacionalidad en el invierno, característica que influye significativamente en todo el mercado mayorista de gas natural, y particularmente en la disponibilidad invernal de gas natural para las industrias, y el potencial desarrollo de proyectos de exportación. Esta característica crea el dilema que, aun en escenarios en donde nos sobra gas natural, hay períodos en que es necesario importar para cubrir los picos de invierno.
Otra característica de la demanda argentina es el margen entre lo que paga el consumidor residencial de gas natural y lo que cuesta el gas natural en el mercado interno (producción doméstica) o en el mercado externo (importación). En 2015 el usuario residencial argentino pagaba un diez por ciento del costo del gas consumido. El saldo es subsidio, ya sea del Estado o del productor doméstico, al cual muchas veces se lo obligó a vender por debajo del mercado, congelando tarifas, impidiéndole exportar o creando derechos de exportación. A enero de 2022, este gap superaba el setenta por ciento[6].
Existen tres bolsillos de donde sacar el dinero para solventar el costo del gas natural (el commodity) que consumen los usuarios residenciales de gas natural (ya sea como gas o como electricidad). El primer bolsillo es el de los consumidores residenciales a través de las tarifas que pagan a las distribuidoras. Si no existen otros bolsillos, serán éstos quienes asuman el riesgo de una devaluación de la moneda argentina frente al dólar.[7] El segundo bolsillo es el bolsillo de los argentinos, es decir el del Estado Nacional. El tercer bolsillo es el bolsillo de los productores domésticos de gas natural. Este bolsillo se usó desde el año 2002 con la Ley de Emergencia Económica N° 25.561 que congeló las tarifas de los servicios públicos, incluyendo las de gas natural y de electricidad. Cuando el Gobierno interviene los precios y los fija o congela en pesos, los productores domésticos asumen un subsidio cruzado y además el riesgo de la devaluación de la moneda argentina. Obviamente, ante la obligación a vender a precios que no justifican nuevas inversiones en desarrollo de yacimientos, empiezan a existir problemas de abastecimiento interno que se han traducido históricamente en cortes de exportaciones e industrias, e importación de GNL.
Si bien es de interés público que los precios del gas natural pagados por la demanda residencial (primer bolsillo) sean lo más bajos posible y en pesos, es igualmente cierto que existe un interés público en que los precios que reciben los productores domésticos de gas natural (tercer bolsillo), sean suficientes para viabilizar inversiones en el desarrollo de los recursos hidrocarburíferos, para el abastecimiento de esa demanda residencial y de la demanda interna en su conjunto, evitando tener que depender de la importación. Por ello, desde el escenario de escasez de la producción doméstica de gas natural que comenzó en el año 2004, los gobiernos han intentado generar programas de incentivos de inversiones para la producción doméstica (por ejemplo: el Plan Gas 1 del período 2013/2017) transfiriendo riqueza del Estado Nacional (segundo bolsillo) hacia los productores domésticos (tercer bolsillo), para compensar subsidios a consumidores principalmente residenciales (primer bolsillo).
En 2022, más allá del relato, para todo el espectro político, las principales necesidades públicas en materia de abastecimiento de la demanda residencial y de generación, son las mismas: (i) La seguridad del abastecimiento, sustentado principalmente en una producción doméstica que desarrolle nuestros propios recursos y genere empleo; y (ii) Precios domésticos residenciales en tarifas de gas y electricidad pagaderos en pesos. Por otro lado, la principal necesidad de las empresas privadas (incluyendo YPF) para invertir a riesgo propio (en contraposición a invertir a riesgo del Estado) es contar con precios desregulados en dólares que les permitan viabilizar y recuperar sus inversiones.
El Plan Gas 2024 del Decreto N° 892/20 (el “PG4”) concilia adecuadamente las referidas necesidades públicas y privadas. A diferencia del régimen de 1992-2002 los usuarios residenciales no deben pagar tarifas atadas al dólar asumiendo que la Argentina nunca devalúa su moneda. A diferencia del régimen 2002-2016, existe un régimen competitivo de compra de gas para usuarios residenciales instrumentados en contratos de compra en el mercado mayorista de gas natural, por los que los productores reciben por años un precio de mercado en dólares, permitiéndoles invertir en nuevos desarrollos.
Si las partes involucradas en el PG4 cumplen con sus compromisos, el PG4 constituye una buena herramienta para generar señales adecuadas para que los productores retornen a la libre contractualización en el largo plazo de la demanda industrial doméstica, desaparecida desde la creación de las prioridades de despacho en favor de la demanda residencial en el año 2004. Esta falta de contractualización, que pasa muchas veces desapercibida en el debate público, es realmente una condición fundamental para el desarrollo futuro de nuestro país con inversión privada a riesgo (en contraposición a invertir a riesgo del Estado).
Al contractualizar la demanda residencial en el mediano plazo, a través de un mecanismo que, de respetarse, concilia eficientemente el interés público y privado involucrado en el abastecimiento de la demanda prioritaria residencial, el PG4 viabiliza el retorno de los contratos de largo plazo en el mercado mayorista de gas natural, abriendo oportunidades para el desarrollo de otros importantes proyectos de inversión, tanto a nivel de la industria local, como en el desarrollo de Vaca Muerta a escala global.
El desarrollo actual de Vaca Muerta y el Off-Shore argentino se sustenta en inversiones privadas a riesgo asumidas por una pluralidad de empresas privadas (incluyendo YPF), de capital nacional y extranjero. El desarrollo de los recursos gasíferos requeridos para un modelo de exportación de GNL a escala global debe, para su éxito, respetar este modelo de desarrollo del upstream argentino, como fue respetado por todos los gobiernos desde el año 1992, e incluso por todos los cambios normativos sustanciales como la ley 26.197 del año 2007 y la ley N° 27.007 del año 2014.
La libre disponibilidad de los productores locales como pilar del funcionamiento del mercado mayorista de hidrocarburos: (i) incentiva la inversión a riesgo de los actores del mercado,[8] permitiendo a los inversores y financiadores hacer un análisis económico que justifiquen sus inversiones o financiamientos en el sector, en base a una proyección futura de precios de mercado, ya sea de precios comprometidos por el comprador en contratos (mercado a término) o precios de mercado proyectados (mercado spot); y (ii) permite a los gobiernos desentenderse del riesgo comercial del inversor. Si no existe libre disponibilidad, los inversores necesariamente requerirán garantías de precio por parte del gobierno.
Como vimos al referirnos al PG4, la conveniencia de un régimen competitivo y de libre disponibilidad en el mercado mayorista de hidrocarburos, en nada obstaculiza que existan subsidios directos en favor de los sectores más necesitados de nuestra sociedad, implementados a nivel del mercado minorista, ya sea de gas natural, electricidad o GLP. Los subsidios directos a consumidores de electricidad o gas natural no afectan a los mercados mayoristas ni frenan las inversiones para aumentar la oferta doméstica de gas natural y electricidad.
Tampoco defender la inversión privada a riesgo constituye un posicionamiento de derecha vs. izquierda. La inversión privada a riesgo, máxime cuando la inversión se direcciona a la exportación de bienes y servicios nacionales, incrementa los recursos disponibles para implementar políticas sociales. En primer lugar, evita comprometer los recursos financieros del Estado (principalmente, recaudación impositiva) en estas actividades económicas, permitiendo su direccionamiento a programas sociales. En segundo lugar, la inversión en desarrollo económico implica crecimiento económico, y crecimiento económico implica mayores recursos para políticas sociales. En tercer lugar, resulta incuestionable a esta altura de la historia económica, que los sistemas de planificación centralizada y propiedad estatal de los medios de producción, empobrecen más que enriquecen a los pueblos.
Es por ello que concluimos que el desarrollo de un modelo de exportación de gas natural a escala global requiere mantener el actual marco regulatorio del upstream.
Una de las pocas cuestiones no debatidas en las recientes noticias en torno al proyectado gasoducto Néstor Kirchner (NK), es la escasez en Argentina de capacidad de transporte de gas en comparación con su producción actual gasífera, y mucho más respecto de su potencial de producción y las necesidades de capacidad de transporte asociadas a cualquier proyecto de exportación de GNL argentino a escala global.
Asimismo, la estructura jurídica del gasoducto NK evidencia la existencia de un corset regulatorio en materia de inversiones en generación de capacidad incremental de transporte de gas. Es que la normativa actual de concesión o licencias de transporte, asignación de capacidad y precios del transporte, están diseñadas especialmente para gasoductos ya construidos, y no para nuevas inversiones que normalmente requieren de proyectos integrados (ya vienen con el offtaker seleccionado), y esquemas de financiamiento sin recurso (project finance).
En primer lugar, tiene mucho sentido exigir licitación pública para concesionar o licenciar activos existentes de transporte de gas que pertenecen al Estado. Pero cuando se trata de nuevos gasoductos, la licitación pública pierde relevancia jurídica, a la vez que entorpece los proyectos. Prueba de ello es que tanto el gasoducto NK, como muchos otros privados, recurren a la excepción de la licitación pública que prevé el artículo 28 de la Ley N° 17.319 para poder desarrollarse. Si cualquier privado puede invertir miles de millones de dólares a riesgo para construir una refinería de petróleo, no existen fuertes argumentos jurídicos para exigir licitación pública en inversiones privadas multimillonarias en nueva capacidad de transporte de gas. Pero más allá de los argumentos sobre la necesidad o no de una licitación pública, lo cierto es que la exigencia de licitación pública en grandes proyectos de capital financiados en esquemas de financiamiento sin recurso, actúa como un corset que encarece y demora tales proyectos.
En materia de asignación de capacidad y precios del servicio de transporte, el riesgo político argentino ha hecho inaceptable para los inversores (y sus bancos financiadores) los mecanismos previstos en el Decreto N° 1.483 de concursos abiertos (open season) y tarifas reguladas a costo incremental (tarifas especiales aprobada por el ENARGAS que pagan los cargadores a los que les es asignada la nueva capacidad incremental). Tampoco la flexibilidad del Decreto N° 589/17 en materia de asignación de capacidad y precios de transporte, es suficiente para garantizar un régimen seguro y amplio para nuevas inversiones en capacidad de transporte de gas incremental.
Es por ello por lo que, como veremos, las necesidades de ampliación de capacidad de transporte asociadas al desarrollo de proyectos de exportación de gas natural a escala global requieren de cambios con jerarquía legal que remuevan estas restricciones en materia de habilitación de nuevos gasoductos, asignación de la capacidad incremental y precios del servicio del transporte. En particular, remover la exigencia de licitación pública cuando se trate de nuevos gasoductos asociados a grandes proyectos de exportación de GNL, permitiendo asimismo la libre asignación de capacidad y negociación de precios, sin otro requisito que el cumplimiento de las normas de seguridad, técnicas y ambientales que establezcan las reglamentaciones generales vigentes, la obligación de transparencia y no discriminación en la asignación de la capacidad de transporte, y reglas de reasignación de capacidad para los casos de capacidad ociosa (reglas de use it or loose it). Asimismo, se requiere de cambios para permitir el uso compartido de gasoductos de interconexión (art. 13 de la Ley N° 24.076) de forma tal que distintos proyectos de exportación de GNL, puedan compartir infraestructura de interconexión a los gasoductos troncales. Finalmente, también es probable que los proyectos requieran de reglas especiales de asignación de capacidad de transporte en TGS, TGN (existente o incremental), cuando la misma esté asociada a grandes proyectos de exportación de GNL.
Argentina carece de plantas de licuefacción de gas natural. Estas plantas requieren grandes inversiones y son comparables en tamaño, complejidad y precio a las refinerías de petróleo.
La normativa argentina actual no delimita claramente la competencia para regular el GNL, su transporte, su almacenamiento, producción y exportación.
En primer lugar, no es claro si las exportaciones de GNL deben encuadrarse dentro de las autorizaciones de exportación del artículo 3° de la Ley N° 24.076 o deben tratarse como una exportación de hidrocarburos líquidos en el marco de la Ley N° 17.319 (Res. SE N° 706/21).
En segundo lugar, no es claro si la habilitación de infraestructura de transporte, almacenaje y plantas de producción de GNL corresponde a la órbita de la Secretaría de Energía (Leyes N° 17.319 y N° 13.660, y Res. SE N° 706/21) o del ENARGAS (Ley N° 24.076, Res. Enargas N° 235/2018).
Estas incertidumbres regulatorias impactan negativamente en la viabilidad de cualquier proyecto de inversión destinado a la exportación de GNL a escala global.
Como ya hemos visto, una positiva tendencia de los mercados globales de GNL es la contractualización de largo plazo, motivada en la necesidad de los demandantes de gas natural, de asegurarse una fuente continua de suministro en un contexto internacional inestable y bélico. De existir uno o más contratos de venta de GNL argentino a distintas empresas o países del mundo, se podría proyectar un flujo cierto de ingresos que viabilizaría el financiamiento de las grandes inversiones requeridas para posibilitar tales exportaciones en el upstream, midstream y particularmente el downstream argentino.
Pero aún existiendo tales contratos, la proyección de ese flujo cierto requiere que exista certeza que la regulación argentina no afectará el cumplimiento de tales contratos por parte de los respectivos vendedores argentinos. Porque si el vendedor no cumple, aun cuando esté afectado por fuerza mayor, el comprador no está obligado a pagar. Esta necesidad de certeza se extiende a lo largo de toda la cadena de valor, ya que un incumplimiento a cualquier nivel de la cadena repercutirá casi necesariamente en el resto. A nivel del Upstream, esa necesidad de certeza exige que el gas a desarrollar para poder cumplir con tales contratos de exportación de GNL no será expropiado o redireccionado para destinarse a otro abastecimiento, como puede ser la demanda prioritaria. Por eso nos referimos supra a la importancia de la contractualización a largo plazo de la demanda interna y del funcionamiento del PG4 como amortiguador frente a eventuales devaluaciones del peso. A nivel del Midstream, esa necesidad de certeza exige que la capacidad de transporte contratada para poder cumplir con tales contratos de exportación de GNL no será reasignada a otros cargadores para destinarse a otro abastecimiento. A nivel del downstream, que la capacidad de procesamiento de la planta de GNL para poder cumplir con tales contratos de exportación de GNL no será reasignada a otros usuarios para destinarse a otro abastecimiento, y que las autorizaciones de exportación de GNL no serán interrumpidas aun cuando existan problemas en el abastecimiento interno. Al respecto, recordar que dijimos que hoy el gas existe y solo depende de las inversiones requeridas para su desarrollo. Además, hoy tenemos infraestructura que nos permite importar GNL del mundo. Si falta gas es porque se planificó mal el abastecimiento de la demanda interna, y no porque se permitió el desarrollo de producción de gas para proyectos de exportación de GNL.
Las entidades financieras que participan prestando fondos para grandes proyectos de exportación de GNL, evaluarán el riesgo de recupero de sus fondos en base al flujo positivo de fondos asociado a los referidos contratos de venta de GNL argentino, verificando que no existan mecanismos regulatorios a lo largo de la cadena de valor del GNL (upstream, midstream, y downstream) que puedan imposibilitar la disponibilidad de GNL requerida para el cumplimiento de tales contratos, ya que si no hay entrega de GNL, sea o no por fuerza mayor, no habrá pago por parte de los compradores que permita el repago de sus préstamos.
Como vimos, para vincular la oferta argentina de GNL, con la demanda mundial de GNL, es necesario realizar cuantiosas inversiones a nivel de los sectores upstream, midstream y downstream de la Argentina. También vimos que estas inversiones requieren de garantías regulatorias que aseguren que el dinero que se presta será recuperado a través de los flujos positivos que por varios años generarán las exportaciones de GNL.
Cada vez que la Argentina cambia su política económica, alternando entre dos modelos económicos que sin éxito vienen implementándose desde hace setenta años, toda la regulación macro cambia de acuerdo con ese nuevo modelo, alterando brutalmente las reglas aplicables a la inversión y el financiamiento de proyectos.
Por ejemplo, los controles de cambio afectan el financiamiento y la inversión al interferir en el camino entre las divisas por exportaciones pagadas por los clientes del exterior, y el bolsillo de los bancos acreedores y los sponsors del proyecto.
De la misma manera, la inestabilidad impositiva también inviabiliza el financiamiento y las inversiones. Si los Estados nacionales, provinciales o municipales aumentan su participación en la renta por exportaciones de GNL, menos quedará de esa renta para el repago de tales préstamos o inversiones. Tales aumentos pueden ocurrir por aumentos en las alícuotas de los derechos (impuestos) a la exportación de GNL, los proyectos de ley de renta extraordinaria, tasas municipales, etc.
Finalmente, los vaivenes de la macro argentina también impactan directamente en la regulación energética. Por ejemplo, el cambio de reglas de juego como consecuencia del congelamiento tarifario del año 2002 dinamitó la firmeza de las autorizaciones de exportación de gas otorgadas en la década anterior.
Nos sobra gas natural. La Argentina cuenta con 802 miles de millones de pies cúbicos de gas no convencional “técnicamente recuperables”, según los datos de la Administración de Información Energética de los Estados Unidos (EIA, por sus siglas en inglés) actualizados a septiembre de 2015.
Hoy tenemos demanda de GNL. Las enormes inversiones requeridas para el desarrollo de nuestros recursos dependen de que existan mercados (demanda) a escala suficiente como para que tales inversiones sean factibles.
La base está. La Argentina ya ha dado pasos fundacionales para la viabilidad de un modelo de exportación de gas a escala global. Desde el año 2014, se puede afirmar que existe un modelo de desarrollo hidrocarburífero argentino que funciona, y que, más allá del relato antagonista de siempre, es respetado e impulsado por las dos fuerzas políticas mayoritarias del país. Además, a través del Plan Gas 2024, se ha logrado contractualizar la demanda doméstica en el mediano plazo, despejando en parte el riesgo de interrupción de los suministros al exterior. Finalmente, en la reciente Res. SE 360/2021, la Argentina ha retornado al principio original del artículo 3° de la Ley 24.076, de que las autorizaciones de exportación en firme, no deben interrumpirse, aun en situaciones de problemas en el abastecimiento interno.
El principal interés de las empresas o países compradores de GNL al acercarse a la Argentina es contar con un suministro confiable de gas natural en el largo plazo. Por otro lado, el interés estratégico argentino es contar con uno o más compradores de largo plazo que aseguren los flujos financieros que viabilicen las enormes inversiones requeridas para desarrollar el gas natural en los yacimientos, transportarlo, almacenarlo, licuarlo y embarcarlo para su exportación como GNL. China, Europa o Estados Unidos, por su solvencia, no pueden ser mejor opción. Incluso, podría negociarse un prepago de cargamentos futuros (como hizo China para el desarrollo de proyectos petroleros en Venezuela) que le permita a la Argentina sortear los exorbitantes precios actuales de importación de GNL.
Lo que no es de interés de la Argentina es comprometer garantías de prioridad de suministro, ni mucho menos exclusividad, para un determinado comprador externo. Tampoco modificar su modelo abierto de inversión a riesgo en el sector hidrocarburífero, que ha sido el principal motor del desarrollo de Vaca Muerta hasta la fecha. Ningún comprador necesita estos privilegios para contar con seguridad de suministro. Como dijimos, el gas está. También es de interés de la Argentina que, si bien existirá una reserva firme de capacidad en la planta de licuefacción de GNL, Argentina proyecte anticipadamente, técnica y contractualmente, posibles ampliaciones en la misma planta a los efectos de abastecer otros posibles contratos de exportación. Esto es lo que hace la empresa Cheniere en los Estados Unidos con su planta de Corpus Christi.
La primera y principal necesidad de un modelo de exportación de GNL a escala global, es que las fuerzas políticas mayoritarias y antagónicas, acuerden un mínimo marco que sostenga este tipo de proyectos de exportación y de generación de riqueza. Este acuerdo es condición necesaria de la confianza requerida para grandes inversiones de largo plazo como las requeridas para la exportación de GNL a escala global.
No se trata de un acuerdo general sobre los problemas del país. La historia argentina ya demostró que la misma sociedad argentina, tampoco está lista para asumir en forma inmediata, el impacto de cambios estructurales profundos. Por eso, hablamos de un acuerdo limitado a determinados proyectos o actividades económicas, que, por sus características propias, se diferencian del resto en generar más beneficios para el país en inversiones, empleo, reconversión industrial y divisas por exportaciones. La exportación de GNL a escala global es incuestionablemente una de estas actividades.
El acuerdo tendría un alcance similar al modelo de reconversión implementado por China en la década del setenta del siglo pasado. Ese modelo comenzó limitadamente en cuatro zonas económicas especiales que contenían un nuevo ambiente regulatorio compatible con los requerimientos de la inversión privada a riesgo. La ciudad de Shenzhen era la nave insignia. Ya en 1981, Shenzhen capturaba el cincuenta por ciento del total de la inversión directa extranjera en China.
Los más de setenta años de recurrentes fracasos, demuestran que la salida de los problemas macroeconómicos de la Argentina no es fácil, ni puede hacerse de un día para otro. Tan difícil como implementar medidas de atracción de capitales en un país de economía planificada centralizada, es salirse de una estructura industrial creada hace más de setenta años a partir de un modelo de sustitución de importaciones incompatible con la actual economía global. Los ciclos recurrentes de apertura y cierre de la Argentina, ya han dejado de durar diez años, y ahora tan solo duran tres años o menos. Para cada ciclo, tenemos dos fuerzas políticas que se culpan recíprocamente del fracaso del otro, sin que ninguna demuestre capacidad de sacarnos de él.
La posibilidad de aislar ciertas actividades económicas de los problemas macroeconómicos argentinos parece ser hoy, la única alternativa, cualquiera sea el gobierno de turno, para mejorar las condiciones de vida de los argentinos. Todas las experiencias cortoplacistas del pasado ya han probado fracasar en el largo plazo; y, además, hoy el oportunismo de cualquiera sea la fuerza política en el gobierno, carece de espacio para crear un ambiente de bonanza, ni siquiera de corto plazo. Además, estos escenarios regulatorios aislados permitirán a la clase política testear tales nuevas herramientas regulatorias, dándoles la oportunidad de traducirse en regímenes generales una vez que demuestren sus beneficios.
Al igual que el caso chino, la nueva regulación para estas actividades económicas especiales deben incluir garantías en materia cambiaria, estabilidad impositiva, flexibilidad laboral y por supuesto garantías de no tributación sobre las exportaciones.
Además, estas garantías deben: (i) contar con jerarquía legal, (ii) prever mecanismos de indemnización adecuados y comparables con aquellos utilizados en arbitrajes de inversión, y (iii) prever que las controversias que deriven por incumplimientos de tales garantías sean resueltas por arbitraje en una jurisdicción independiente.
Estas concesiones en favor de los inversores en ciertas actividades aisladas, son comparables con las concesiones que tuvo que hacer el Partido Comunista Chino al crear las zonas económicas especiales. La contraprestación por las garantías otorgadas a los inversores es que estas inversiones se traduzcan en un crecimiento para la Argentina, que genere riqueza adicional que permita eliminar el déficit entre lo que demandamos los argentinos como estándar de vida, y lo que generamos para satisfacer dicho estándar.
Cambios en el midstrean
Hicimos referencia supra al cuello de botella actual en el sector de transporte de gas natural, y su insuficiencia para cubrir las necesidades de capacidad de transporte firme de los proyectos de exportación de GNL a escala global. Además, detallamos las limitaciones de la regulación actual para viabilizar inversiones privadas a ser financiadas con los flujos de ingresos que genere la capacidad incremental resultante de tales inversiones (Project Finance).
Por esa razón, la legislación especial que se propone para esta actividad deberá prever la posibilidad de otorgamiento de habilitaciones para la construcción y operación de gasoductos sin necesidad de licitación pública por fuera del régimen de servicio público de la Ley 24.076 y sus normas complementarias, incluyendo el Reglamento de Despacho de la Res. ENARGAS 124/2018, permitiendo a los titulares de tales habilitaciones asignar libremente la capacidad en ducto para el transporte de gas asociado al proyecto de exportación de GNL y fijar libremente los precios por el servicio prestado, sin riesgo de redireccionamientos de su capacidad con motivo de problemas en el abastecimiento interno. Adviértase que este régimen especial no afecta en lo más mínimo el sistema de transporte en su estado actual, ya que hablamos de capacidad de transporte incremental que aun no existe y por lo tanto no se aprovecha.
Asimismo, la legislación especial deberá permitir el uso compartido de gasoductos de interconexión (art. 13 de la Ley N° 24.076) de forma tal que distintos proyectos de exportación de GNL, puedan compartir infraestructura de interconexión a los gasoductos troncales.
Cambios en el downstrean
Vimos que la disponibilidad para los argentinos del gas natural no depende de su eventual descubrimiento -ya que sabemos que existe y sobra- sino de las inversiones requeridas para su extracción -que sabemos faltan y mucho menos sobran-, entonces la vieja regla de que debe estar satisfecha la demanda interna para poder exportar, deja de ser hoy un mecanismo de garantía del abastecimiento doméstico, para transformarse en un obstáculo para alcanzar el logro del autoabastecimiento, ya que todo riesgo de interrupción de las autorizaciones de exportación, reduce la viabilidad de los proyectos de desarrollo de yacimientos asociados a tales exportaciones.
Esta sobreabundancia de recurso también sucede en el caso de otros países con alto grado de desarrollo de recursos hidrocarburíferos no convencionales. Por ejemplo, en Canadá. En el caso de la reciente autorización de exportación a LNG Canadá, el solicitante presentó informes de Navigant Consulting Inc. y del Sr. Gordon Pickering. Dichos informes acreditan que aun en los escenarios más conservadores los recursos gasíferos canadienses alcanzarían 60 años, excluyendo aquellos volúmenes cuya autorización de exportación se solicita. El informe Navigant concluye que, computando los recursos no convencionales, la proyección de recursos gasíferos explotables alcanzarían a 380 años de la demanda de Canadá y 148 de la demanda de Canadá y los Estados Unidos. Recordemos que con motivo de la transición energética es poco probable que en los próximos 50 años el mundo consuma gas natural para producir energía.
Además, a partir del rol preponderante de la actividad no convencional en el desarrollo de nuestros recursos hidrocarburiferos, la disponibilidad de gas natural no depende de la disponibilidad del recurso sino de la disponibilidad de inversiones para su desarrollo. Esto significa que al igual que el desarrollo de nuestras exportaciones de gas natural, la satisfacción de la demanda interna de gas natural con oferta doméstica, dependerá de las condiciones de inversión (la política macro y energética) que exista de tiempo en tiempo para el desarrollo de la oferta doméstica con destino al abastecimiento interno, y no dependerá de cuánto gas natural exportamos.
Por ello, las garantías de tipo regulatorio a prever en la legislación especial que se proponen para esta actividad, deberán establecer un régimen acorde con el artículo 3° de la Ley 24.076 y su Decreto Reglamentario N° 1738/92, conforme su interpretación vigente por Res. SE 706/21. Esto es, las autorizaciones de exportación son otorgadas en la medida que no existan problemas en el abastecimiento interno. Una vez otorgadas, pueden interrumpirse por problemas en el abastecimiento interno por los volúmenes autorizados en condición interrumpible, y no pueden interrumpirse en el caso de los volúmenes firmes comprendidos en la respectiva autorización.
A nivel de las plantas de licuefacción, la legislación especial que se propone deberá aclarar la competencia de la Secretaría de Energía en la habilitación de tales plantas. Esto es así ya que la actividad de estas plantas de licuefacción, e instalaciones accesorias de transporte y almacenamiento de GNL, son más acordes con el régimen aplicable a una refinería de crudo, que con el régimen de servicio público previsto para la actividad de transporte y distribución de gas natural. También el régimen de utilización de la capacidad de licuefacción de tales plantas deberá ser acorde con aquel aplicable a una refinería, garantizándose la libre asignación de capacidad y negociación de precios por el servicio de licuefacción, sin otras limitaciones que aquellas previstas en la Ley N° 27.442 de defensa de la competencia, la obligación de transparencia y no discriminación en la asignación de la capacidad de transporte, y reglas de reasignación de capacidad para los casos de capacidad ociosa (reglas de use it or loose it).
Tenemos hoy la oportunidad de exportar GNL a escala global. Existe la demanda. También tenemos el recurso. Hemos logrado alcanzar mecanismos adecuados para asegurar el abastecimiento en el mediano plazo de la demanda prioritaria, sin que se afecte la producción local. No se trata de una empresa fácil. Lo más difícil es que requiere ciertos consensos de nuestras fuerzas políticas antagónicas. Los cambios regulatorios necesarios no son disruptivos sino más bien aclaratorios y consistentes con la normativa vigente. Tampoco es un proyecto definitivo. Se trata de superar el desafío de revertir nuestro proceso de estancamiento y los modelos agotados que venimos alternado históricamente, pero de ninguna manera significa que no habrá necesidad de otros desafíos en el futuro. Una vez acreditado su éxito, vendrán otros desafíos para contaminar a la economía en general la productividad alcanzada en los proyectos especiales.
No hay duda que la Argentina tiene otra vez una oportunidad histórica de generación de riqueza. Para no perder otra oportunidad que nos ayude a revertir nuestro camino hacia la pobreza, debemos aprovechar la actual coyuntura en materia de precios del gas natural, e impulsar un modelo de exportación de gas natural a escala global, que sea abierto a múltiples compradores externos, que respete las reglas para la viabilidad del financiamiento externo, y la participación de las múltiples empresas privadas a riesgo que operan hoy en la Argentina.
[1] The Economist https://www.economist.com/finance-and-economics/2022/04/02/americas-gas-frackers-limber-up-to-save-europe?giftId=f345974e-400d-4c8a-b2ab-eb31f4ba24f8
[2] Agencia Internacional de Energía (IEA): https://www.iea.org/reports/gas-2020/2021-2025-rebound-and-beyond
[4] https://asia.nikkei.com/Business/Energy/Ukraine-war-fuels-European-and-Asian-scramble-for-U.S.-LNG
[5] https://www.reuters.com/markets/commodities/global-lng-markets-brace-unknowns-ahead-winter-2022-05-26/
[6] https://www.infobae.com/economia/2022/01/24/en-plena-pulseada-con-el-fmi-el-gobierno-define-la-baja-del-subsidio-al-gas-cual-puede-ser-el-impacto-en-la-factura-final/#:~:text=Seg%C3%BAn%20los%20datos%20de%20Ecolatina,se%20mantengan%20en%20esos%20niveles.
[7] Conf. Punto 9.4.2.5 de las Licencias de Distribución del Anexo I del Decreto N° 2.255/92.
[8] Tanto del lado de la oferta como del lado de la demanda.