Así lo anunció Aranguren, al igual que el titular de energía chileno, quien dijo que se está "muy cerca" de firmar un swap energético entre las dos naciones
La simultaneidad de las declaraciones revela que la firma de un acuerdo está próxima, y si se trata de ventas de productos que luego se compensan sin gasto de divisas entre dos países limítrofes, sería similar al que rige con Brasil. Pero un problema para ese tipo de convenio es que Chile no produce gas, lo importa en buques en forma de GNL y luego lo regasifica en dos plantas que construyó para hacerlo.
Como consecuencia de ese proceso, el gas en Chile es tan caro que no logró crearse suficiente demanda interna para la capacidad de las plantas regasificadoras. Medios de Santiago indican que el millón de btu sigue alrededor de u$s10, mientras el gas de Bolivia le cuesta a la Argentina entre u$s4 y u$s5, y el GNL importado ya regasificado está por debajo de u$s8.
Por esa razón, habrá que esperar a conocer los términos del acuerdo para saber de qué se trata realmente. Aranguren habló del gas no convencional de Neuquén que tiene un precio menor que el de Chile, de u$s7,50 en parte trasladado a los usuarios y en parte a través de subsidios del Estado.
La otra duda que plantea el anuncio es si realmente la Argentina tendrá gas disponible para exportar a Chile. En principio, en un foro Aranguren dijo ayer que «seguramente a partir del verano de 2018/2019, reanudaremos las exportaciones a Chile». Y agregó: «Estamos planificando los próximos cuatro años y creemos que para 2021-2022, en lugar de 105 podemos llegar a producir 140 millones de metros cúbicos diarios, para lo cual tenemos que desarrollar demanda»
Explicó además que «en el verano, cuando no consumimos, no podemos cerrar un pozo de no convencional, tenemos que empezar a generar demanda y, particularmente, recuperar mercados», lo que implica que se refiere al shale o tight gas que se está produciendo aun en pequeños volúmenes en Neuquén, porque los yacimientos tradicionales pueden bombear menos cuando baja la demanda.
En cuanto al volumen de gas que estaría disponible, los datos oficiales muestran que la producción del fluido ya no está creciendo a las tasas de los años anteriores, y en los siete primeros meses del año mostró una reducción del 1,05% y del 1,7% en julio. Esto se debe en parte a la declinación natural de los yacimientos que están en actividad desde hace años, y también a que el Gobierno por ahora sólo prometió subsidiar la producción del no convencional.
Los números que aportó Aranguren significan que el funcionario espera que la producción local pase de 105 millones de metros cúbicos diarios a 140 millones y que la diferencia la aportará el no convencional (que por eso sería exportable). Pero si se piensa que la demanda interna de gas ya ronda 120 millones de metros cúbicos en verano, el cálculo del ministro implica que no espera la incorporación de nuevas centrales a gas para generar electricidad, ni tampoco crecimiento de la industria y del consumo residencial que aun en período estival debería crecer si, tal como se prometió al aumentar tarifas, hay expansión de las redes e incorporación de usuarios.
Además, en pleno verano, como de los pozos no convencionales se extrae menos, para cubrir la demanda se necesita importar de Bolivia y también usar cierto volumen de GNL regasificado. Por eso no queda claro si se mantendrá la importación de esos orígenes para exportar a Chile, cuando la única que teóricamente hay obligación de no discontinuar es la de Bolivia. De eso y de otros aspectos como conocer si el gas que se le quiere vender al país trasandino tendrá o no los elementos ricos que no se usan para calefaccionar y que son insumo de la petroquímica, dependerá la ecuación del swap energético que se quiere acordar.
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