A la Argentina también le sobra gas: durante los meses de verano la producción nacional supera a los requerimientos de consumo interno; así, a partir de 2021 se empezó a exportar a Chile de forma no interrumpible (firme), cuando la demanda doméstica está plenamente satisfecha. Estas exportaciones representan un 5 por ciento de la producción local.

No obstante, durante el invierno nos falta mucho gas: la demanda de las distribuidoras, que abastecen a los hogares, se triplica; no hay producción propia que alcance y el desfasaje debe completarse con importaciones por tres vías: por redes desde Bolivia (todo el año, en virtud de un contrato 2006-2026), por buques de Gas Natural Licuado (GNL) en Escobar y Bahía Blanca, y de gasoil para Cammesa. En invierno estas importaciones representan un cuarto del total consumido.

En síntesis: la oferta local alcanza para satisfacer la demanda doméstica durante gran parte del año, mientras que en el período invernal el pico residencial supera con creces la capacidad de producción y transporte. Aquí las clave son dos: la creciente producción de Vaca Muerta y la fuerte estacionalidad del consumo hogareño.

Pero aún falta un elemento: Argentina podría exportar gas, mucho más gas, no solo por ductos (como se está estudiando con Brasil), sino vía licuefacción al mundo. Se trata de la puesta en valor de la producción excedente del shale gas y la comercialización de GNL en los mercados globales, hoy tan deseosos de garantizarse el combustible que reemplace la molécula rusa y agilice la transición ambiental.

Eso sí, llegar al estadio exportador requiere “hacer los deberes�, llevar a cabo un cúmulo de tareas encadenadas de cumplimiento imprescindible.

En primer lugar, garantizar la mayor cantidad de gas nacional de manera estable en un mediano plazo bajo condiciones de seguridad de abastecimiento, estabilidad de precios y garantía de demanda. Todos estos requerimientos están previstos y se vienen cumpliendo en el marco del “Plan Gas.Ar 2020-2024�, una política pública de estímulo a la producción “que determinó la reversión de la tendencia declinante del 8 por ciento anual [con] récords crecientes de actividad, perforación, fracturas y producción, tales que saturaron la capacidad de transporte desde la cuenca Neuquina�.

El resultado es satisfactorio para todos los actores involucrados: la industria, el Estado, las provincias y los consumidores residenciales, eléctricos e industriales. Tanto es así que el Gobierno acaba de lanzar las Rondas 4 y 5 para extender hasta fines de 2028 los compromisos de inyección de la Ronda 1 y al mismo precio. También para llenar el gasoducto Néstor Kirchner en julio 2023, incrementar la producción de invierno de 2024 en adelante y agregar oferta en las cuencas con declino. 

Son compromisos que trascienden un mandato presidencial y gozan de respaldo al interior de esta coalición y también en la oposición. Y todo ello independientemente de la segmentación (los usuarios de la demanda prioritaria solo pagan el 32,7 por ciento del precio).

En segundo lugar, reemplazar las importaciones invernales de GNL y combustibles líquidos para generación eléctrica requiere de mayor capacidad de transporte. El Gobierno lanzó una serie de obras como el gasoducto Kirchner, la reversión del Gasoducto Norte y la expansión del Centro Oeste, pero todas esas ampliaciones aportarán, en unos 3 años, una capacidad adicional de hasta 44 millones de metros cúbicos/día. No obstante, aún nos faltarán más de 20 millones para satisfacer la demanda interna y lograr el autoabastecimiento en los meses de invierno.

En tercer lugar, concretar exportaciones de GNL a gran escala requerirá avanzar en los siguientes hitos: obtener acceso a financiamiento de capital (que no tenemos por la macro); desarrollar yacimientos nuevos en Vaca Muerta (que están); construir gasoductos dedicados (no por obra pública y distintos a las etapas del Kirchner, que no alcanzan); construir una planta de separación de líquidos (etano, propano, butano, CO2, nitrógeno); construir una planta de licuefacción (modular o escalable, en Río Negro o Bahía Blanca, que lleva mínimo 4 años); construir una terminal marítima y puerto de gran calado; conseguir contratos de venta (spot o de largo plazo, de clientes asiáticos o europeos); y obtener inversión aguas abajo (para que ese mismo cliente financie desde el 1° hito.

En cuarto lugar, debemos resolver un dilema regulatorio: ¿la eventual exportación de GNL será 365 o restringida durante el invierno por falta de autoabastecimiento? ¿Puede pensarse un esquema de saldo comercial positivo entre ingresos por exportaciones durante 8 meses vs. salida de divisas durante los 150 días de frío? ¿Es viable un sistema de “burbuja� que desacople los proyectos de licuefacción de la regla “prioridad mercado interno� del viejo decreto-ley de hidrocarburos 17.319/67? ¿Se precisa una ley aprobada por amplias mayorías intercoalicionales?

En quinto lugar, sumarle al check list un capítulo de industrialización del gas con destino a la petroquímica, el reemplazo de gasoil en el transporte terrestre y marítimo, la ampliación de la red de distribución domiciliaria y el incremento gradual del Valor Agregado Nacional y los encadenamientos productivos.

Finalmente, una conclusión auspiciosa: tenemos mucho gas y nos falta durante los inviernos, lo que será mitigado con nuevos gasoductos (y eficiencia); a la vez, podríamos producir mayores volúmenes de shale gas y exportarlos a gran escala. Dos elementos se presentan como articuladores: ciertos consensos transversales a nivel político y la oportunidad que plantea la transición energética de la matriz global en materia de descarbonización.