El ex vicepresidente de administraci贸n y finanzas de YPF, Nicol谩s Arceo, asegur贸 que con el esquema regulatorio actual el gas deber铆a aumentar 66% en la pr贸xima revisi贸n tarifaria solo para acompa帽ar la devaluaci贸n del peso registrada este a帽o. El cuadro tarifario acordado por las distribuidoras a comienzos de 2019 contemplaba un precio de 4,7 d贸lares por mill贸n de BTU. Si el tipo de cambio termina en torno a los 65 pesos por d贸lar, el valor del gas natural para distribuidoras en el mercado local se va a ubicar en 2,9 d贸lares el mill贸n de BTU en diciembre de 2019. 

Esto plantea que, de mantenerse los marcos regulatorios actuales y de intentar retomar un valor del gas de 4,7 d贸lares en la revisi贸n tarifaria que se tendr铆a que hacer en enero o abril de 2020, el incremento de las tarifas de gas natural alcanzar铆a el 66%, explic贸 Arceo, uno de los consultores m谩s consistentes en materia energ茅tica, al exponer el jueves en el IV Congreso de Estado y Pol铆ticas P煤blicas realizado en la Facultad Latinoamericana de Ciencias Sociales (Flacso) donde comparti贸 mesa con el ex titular de Enargas, David Tezanos y con la gerenta general de Excelerate Energy, Gabriela Aguilar.

Arceo, doctor en Econom铆a formado en la UBA, jug贸 un rol estrat茅gico en la YPF que presidi贸 Miguel Galuccio, validando con el gobierno nacional algunas decisiones clave de la gesti贸n energ茅tica entre 2012 y 2015, como la creaci贸n del Plan Gas (que recompuso la se帽al de precios para el upstream de gas) y el descongelamiento del precio de combustibles, que permiti贸 el incremento del precio interno del petr贸leo a fin de promover la inversi贸n en Vaca Muerta. 

Arceo dej贸 entrever que no existe viabilidad social para aplicar una recomposici贸n tarifaria de esa magnitud. El pr贸ximo gobierno deber谩, frente a ese contexto, determinar si mantiene el esquema de actualizaci贸n tarifaria previsto en el marco regulatorio actual, a fin de impulsar la inversi贸n en el sector de gas o, por el contrario, avanza con un congelamiento de tarifas para mejorar la situaci贸n y los ingresos de los consumidores. Mostrar estos casos polares invita a pensar que la resoluci贸n se va a dar en un punto intermedio, afirm贸. Es central que Argentina mantenga el abastecimiento del valle de verano en t茅rminos de producci贸n gas铆fera. Cost贸 muchos recursos fiscales e ingresos de los consumidores recuperar la producci贸n de gas desde 2013. Y creo que uno de los objetivos centrales de la pol铆tica energ茅tica deber铆a ser garantizar los actuales niveles de producci贸n para que sirvan de base a un crecimiento exportador, remarc贸.

En esa l铆nea, agreg贸 que el crecimiento de la producci贸n gas铆fera en Argentina necesariamente deber谩 estar asociado a la instalaci贸n de terminales de licuefacci贸n para exportaci贸n y, m谩s all谩 de un exceso de oferta en los pr贸ximos dos o tres a帽os, el mercado internacional de GNL va a tener demanda para una producci贸n incremental desde nuestro pa铆s. Ubicada en el hemisferio sur, Argentina tendr铆a posibilidades de competir con el GNL no convencional proveniente de Estados Unidos por su ventaja geogr谩fica y porque cuenta con menores costos de transporte. 

El debate que opone el abastecimiento del mercado local a la exportaci贸n queda en segundo plano. Argentina tiene un nivel de recursos de gas natural que permitir铆a garantizar el consumo local por 468 a帽os, se帽al贸 el ex YPF. Con un costo de GNL  en torno a los 7,9/ 8 d贸lares por mill贸n de BTU- descontados los costos de trasporte y licuefacci贸n-, un productor argentino podr铆a percibir 3,8 d贸lares por mill贸n de BTU. A ra铆z de ello, durante la conferencia se plantearon los problemas que trae aparejados la exportaci贸n de gas natural. En primer lugar se habl贸 de la necesidad de establecer un marco regulatorio para compatibilizar el abastecimiento de la demanda local con un proceso de exportaci贸n continuo a trav茅s de las terminales licuefactoras.