La cartera nacional postergó en este caso la desregulación que propicia la Ley Bases. Autorizó exportaciones por hasta 9 MMm3/día desde Neuquén y hasta 2 MMm3/día en la cuenca Austral.
La Secretaría de Energía aprobó la Nota Nº 387 que definió cuánto gas natural podrá exportar cada petrolera durante el período estival que va desde el 1º de enero de 2025 hasta el 30 de abril de 2025, y también durante el próximo invierno.
La normativa que lleva la firma de Eduardo Rodríguez Chirillo asignó un cupo para las exportaciones de gas con destino a Chile. De esta manera, la desregulación del comercio exterior que establece la Ley Bases no podrá desarrollarse por completo hasta el año que viene, al menos, en lo que respecta al sector energético.
Lo que se definió finalmente es no alterar el marco normativo vigente y respetar los términos de la resolución 774, que se extiende hasta diciembre de 2028. La aplicación de la Ley Bases deberá esperar.
Según las autorizaciones del gobierno, desde Neuquén se podrán exportar hasta 9 MMm3/día de gas natural y hasta 2 MMm3/día desde la cuenca Austral. A su vez, se estableció un precio mínimo para el gas de exportación, que para la cuenca Neuquina quedó fijado en un 5,5% del precio del Brent (cotizado en 76,64 dólares).
En función de ese valor, las petroleras no podrán exportar gas hacia el país trasandino a menos de US$ 4,20 por millón de BTU. Para la cuenca Austral, se estableció un importe mínimo de 2,81 dólares.
Por qué hay cupos para la exportación de gas
Si bien el gobierno avanza hacia la desregulación total de varios sectores claves de la economía, las exportaciones a Chile seguirán siendo asignadas con cupos.
Una de las razones es que el marco regulatorio vigente establece, a través las resoluciones que dieron forma al Plan Gas, que la posibilidad de vender el recurso hacia el país trasandino se reserva a las empresas que invierten primero para aumentar la producción doméstica del hidrocarburo.
Este mecanismo fue creado para regularizar el mercado de gas natural, que en la Argentina posee un importante swing entre invierno y verano. Mientras que en julio se llegan a consumir 170 millones de metros cúbicos diarios (MMm3/d), en enero ese volumen baja a 120 millones. Por ello la venta hacia el otro lado de la Cordillera es una manera de atenuar ese desbalance.
Otro motivo que impulsa la regulación es que los principales jugadores de la industria (YPF, Pan American Energy, Tecpetrol y Pampa) consideran que una apertura irrestricta del mercado de exportación impactaría negativamente en el precio del hidrocarburo.
Como consecuencia de eso, se terminaría beneficiando y transfiriendo buena parte de la renta del negocio hacia las compañías compradoras del otro lado de la Cordillera (mineras, generadoras y empresas de distribución de gas, entre otras).
Resoluciones contrapuestas
La designación de los cupos es, ya de por sí, una cuestión de alta tensión para las productoras y este año tuvo una complejidad adicional.
Dado que la resolución 360/2021 de Energía, que marcó los criterios de asignación de los cupos de exportación a cada empresa, expirará este año y empezará a regir la resolución 774/2022 que regulará el mercado durante los próximos cuatro años, no estaba claro qué marco de interpretación utilizaría la Secretaría de Energía para definir cuánto gas podrá exportar cada empresa.
Lo que se definió finalmente es no alterar el marco normativo vigente y respetar los términos de la resolución 774, que se extiende hasta diciembre de 2028, fecha en que finalizarán los contratos entre productores y el Estado a través de Enarsa y Cammesa enmarcados en el Plan Gas.
La norma le otorga prioridad para acceder al cupo de exportación de verano a las petroleras que hayan comprometido en 2022 más producción para cubrir el pico de demanda residencial de gas natural durante el invierno.
