José Luis Sureda
Vicepresidente de Ventas de Gas

1) Es muy difícil establecer una comparación porque no hay bases comunes para esto dado que la Argentina es, con mucho, el mercado gasífero más desarrollado del Cono Sur. Lo que está claro es que llega a Chile, por ejemplo, a precios competitivos con los de las energías alternativas. Además, el precio del gas argentino se comercializa con una suerte de “seguro de precio” que permite a los consumidores evitar la típica volatilidad de valores de los productos derivados del petróleo.
Pensando en Bolivia, hoy el precio de exportación a Brasil para gas puesto en Río Grande es de alrededor de U$S 1,70 MMBTU.
La intensidad que cobró el proceso de integración gasífera durante la segunda parte de los noventa no se hubiese podido manifestar si los precios del gas argentino en los mercados no hubiesen sido atractivos para éstos en el largo plazo.
Si comparamos con la Argentina importadora de gas, la relación es aún más favorable para nuestros vecinos: entre 1972 y 1999 importamos algo más de 54 billones de m3 desde Bolivia a un precio promedio ponderado en frontera de U$S 2,5 MMBTU. Y hablo de dólares de 1985… Prefiero no hacer comentarios sobre los actuales precios internos: en el city gate Buenos Aires el gas natural en términos de petróleo equivalente vale menos de U$S 4 el barril.

2) Si los mercados están dispuestos a aceptar la volatilidad propia de un commodity, y los gobiernos a permitir el libre juego de la oferta y la demanda, entonces es posible tender hacia la “comoditización” del recurso. Lo que me pregunto es si realmente queremos que el gas sea un commodity, porque no necesariamente commodity y bajo precio son sinónimos. Tampoco resulta en una gestión menos riesgosa del recurso.

3) Para contestar esto se requiere una mezcla de optimismo con unas gotas de crudeza. Un commodity es un bien fungible, transable, resultado de una gran cantidad de interacciones entre oferentes y demandantes. El resultado de todo esto es un bien volátil, que exige de oferentes y demandantes la toma de riesgos (de todo tipo), y que está sujeto a la inevitable especulación asociada a éstos. Y no estoy denigrando el término especulación, que me parece de una racionalidad absoluta. Sin especuladores no hay mercado de futuros, y sin éstos no hay mitigación de riesgos ni commodities.
Una vez reunidos todos los ingredientes que componen el marco jurídico y político necesario para desarrollar un commodity, tenemos que pensar en el hardware: habrá que invertir algunos billones de dólares en instalaciones de LNG, peak shaving, y desarrollar un mercado líquido y transparente para la capacidad ociosa de transporte. Sin posibilidades de almacenar el recurso, ni de movilizarlo libremente, no hay commodity que valga.
A esta altura del análisis se me ocurre que, hoy por hoy en la región, pensar en hacer del gas natural un commodity es tratar de hacer el segundo gol antes de haber convertido el primero.
Creo que más realista es comenzar por asegurar a nuestros mercados una oferta de gas natural a precios competitivos en el largo plazo, de modo de poder sustentar un proceso de crecimiento económico sobre bases sanas. Y lograr esto sería muy valioso: supondría que nuestros países frente a una crisis, por ejemplo, reprimirían la tendencia a arreglar lo que no está roto. Además de haber aprendido que para crecer hace falta energía, y para obtenerla se requieren cuantiosas inversiones, que sólo llegan cuando hay confianza.

BR

Rafael Fernández
Morandés
Director Comercialización, Electricidad y
otras inversiones.

1) El precio del gas natural en boca de pozo que se comercializó en la Argentina a partir de 1994 fue de libre negociación entre los productores y sus clientes, en un todo de acuerdo con lo establecido en la ley N° 24.076 del marco regulatorio del gas natural, permitiendo la expansión de la oferta de gas, de forma de satisfacer las necesidades de la demanda local e iniciando la actividad exportadora a países limítrofes en condiciones competitivas con los de las energías alternativas.
A partir del 2002, con la devaluación del peso y su consiguiente pesificación, el precio del gas natural, con excepción de las exportaciones del fluido y las ventas a algunas importantes industrias exportadoras de sus productos, quedó pesificado, trayendo como consecuencia que los valores de venta quedaran en U$S 0,30 a 0,45 MMBTU, cifras que representan la tercera parte del precio que tenía en el mercado antes de la devaluación.
El Enargas, organismo que entre otras actividades aprueba a las distribuidoras de gas el pass-trought del precio productor - distribuidoras - clientes, no autoriza actualmente los valores que libremente pactan productores - distribuidoras de gas, tal como lo establece la ley 24.076, ni siquiera permite la aplicación del CER tal como lo determinan la ley 25.561 y el decreto reglamentario 214 del Poder Ejecutivo.
Esta situación trae aparejada una menor inversión en nuevos descubrimientos de reservas de gas, así como la paralización de construcción de nuevos pozos de gas en los actuales yacimientos, lo que provocará en el mediano plazo problemas de abastecimiento del fluido, con el consiguiente perjuicio social y económico para la Argentina, que hasta hoy representa el 45% del consumo de energía en el país.
Por otra parte y de acuerdo con la situación especial por la que atraviesa el mercado del gas en la Argentina, en estos momentos no tiene sentido cualquier comparación de precios entre el mercado local con otros valores regionales en el Cono Sur.

2) Para que el gas natural sea considerado un commodity, éste debería poder comercializarse de forma tal de permitir al mercado la libre oferta y demanda del mismo, ya no sólo en el mercado local y regional, sino además en el internacional. Además de esto, deberían existir interconexiones suficientes para evitar “bolsones” de sobreoferta y sobredemanda.

3) Primero debería desarrollarse una infraestructura de transporte y de almacenaje de gas natural que permita comunicar la totalidad de la oferta con todos los mercados en el ámbito local y regional. Respecto del mercado internacional, deberían reducirse los costos de la tecnología que permite la licuefacción del gas natural y su exportación, a fin de permitir entrar a precios competitivos en el exterior.
Además debe darse que en todo momento los gobiernos permitan el libre juego de la oferta y la demanda, no poniendo trabas en tiempo y forma a las operaciones, fundamentalmente a las de exportación y clientes regulados. Respecto de los beneficios, habrá que considerar que de ser el gas natural un commodity, el mismo tendría un costo que sería transparente para la sociedad, atento a que el precio del mismo será un valor que tendrá en cuenta la oferta y la demanda, no sólo local, sino regional e internacional y que además tendría relación directa con el precio de los combustibles sustitutos.

REPSOL YPF

Ernesto López
Anadón
Director general de Desarrollo y Comercialización de Gas Natural

1) El precio del gas en la Argentina se ha encontrado siempre entre los más competitivos, no digamos solamente del Cono Sur, sino también del mundo entero. Hoy en los Estados Unidos el mercado dicta un valor superior a los U$S 5 MMBTU. Puede decirse que hay mucho de coyuntural en esa cifra, pero aun tomando como referencia un año más “normal” como el 2002, observamos precios en boca de pozo de U$S 2,7 en las áreas productoras de los Estados Unidos y el Mar del Norte, 1,7 en Brasil, o 1,6 para el gas boliviano.
Claro que para tener ventajas frente a otros países en la utilización de gas, este combustible debe ser abundante. Para ello es condición necesaria asegurar una continuidad legal junto con rentabilidad suficiente para que sea posible realizar las inversiones en exploración y desarrollo de los yacimientos, así como en infraestructura que lo acerque hacia los centros de consumo. Valga el ejemplo de Venezuela, que pese a poseer reservas probadas de 146 Tcf (cinco veces y media las argentinas), las magras condiciones legales y económicas para la inversión han postergado tanto su desarrollo gasífero como los proyectos de exportación mediante GNL que fueron desplazados por la vecina Trinidad.
En la Argentina sucedió algo similar, hasta que a comienzos de los ’90 se reestructuró la industria, con lo que el gas adquirió un valor económico, a partir de lo cual la producción reaccionó duplicándose y las reservas aumentando más del 30%.
Es claro que actualmente, y luego de los eventos del año pasado, el problema reside en que a este precio del gas no es rentable explorar ni desarrollar reservas. Es urgente una recomposición de precios en boca de pozo si queremos que además de ser competitivo, como siempre lo ha sido, siga siendo un recurso abundante que pueda abastecer tanto al mercado interno como a los de exportación mientras se repone lo que se produce.

2) y 3) El proceso de “commoditización” del gas está avanzando rápidamente y las interconexiones por medio de gasoductos son solamente una parte de él.
El crecimiento de los mercados de Chile y Uruguay y la introducción del gas en la matriz energética brasileña son también clave para el surgimiento y consolidación del mercado de gas globalizado.
La profundización de esta tendencia ciertamente llevará a que los flujos de gas entre los países superavitarios y deficitarios se vuelvan cada vez más amplios, con lo que los precios locales del gas irán desapareciendo y conformándose un genuino mercado internacional.
Pero las nuevas oportunidades de exportación que brinda este escenario solamente podrán ser aprovechadas por aquellos países cuyos productores tengan acceso a precios lógicos y remunerativos que hagan posible a la inversión en exploración y desarrollo, lo cual es uno de los grandes aspectos para solucionar en la Argentina.

TGN

Daniel Ridelener
Gerente comercial

1) Luego de la desregulación del valor del gas en 1994, el mercado argentino necesitó unos tres años para llegar a un equilibrio de precios de cuenca que reflejara el city gate de los centros más importantes de consumo.
En los albores de la integración gasífera, en el año 1997, se creía que una fuerte interacción del mercado brasileño, como nuevo centro gravitante de demanda, con los centros productores del norte de Argentina y Bolivia, iba a traer aparejado un nuevo equilibrio de precios, alineado con los combustibles sustitutos en Brasil.
Hasta ahora esto no ha ocurrido, básicamente por el retraso en el desarrollo de gasoductos de interconexión.
Luego de la devaluación y congelamiento de las tarifas surgió un nuevo problema: el profundo desequilibrio entre el gas natural y sus sustitutos y entre el gas en Argentina y en países vecinos.

2) Un producto para ser considerado un commodity debe reunir una serie de condiciones, como la de ser transable, transportable y almacenable, y que tenga un mercado dinámico. Por sus características físicas, el transporte y almacenamiento de gas natural es poco flexible y es costoso. En la medida en que los mercados se expandan, la infraestructura de integración entre países crezca y el GNL baje a precios comparables con los del gas natural, éste podrá llegar a comportarse como un commodity.