El Poder Ejecutivo finalmente publicó la reglamentación de los capítulos hidrocarburíferos de la Ley de “Bases” (LB). Mediante el Decreto 1.057/2024 complementó detalles y pormenores de las cláusulas legales referidas a la producción y comercialización de petróleo, gas natural y GNL (gas natural licuado). 

A contrario sensu de lo que podría esperarse por el mandato desregulador de dicha legislación, la letra chica trajo algunas novedades. Se trata, pues, de una regulación intermedia entre la pura liberalización y el arbitraje estatal activo. Por un lado, la nueva regla es la libertad de exportación, donde ya no se requerirá obtener una autorización de la Secretaría de Energía de la Nación (SEN), sino tan solo notificar la exportación. Por el otro, aparece una excepción decisiva: la no-objeción del Estado, una especie de “llave” que permite ralentizar y/o denegar envíos al exterior. Según expresó la secretaria de Energía, María Tettamanti, es un mecanismo que rige “en todo el mundo”.

Con todo, esta política sectorial no se basará en la tradicional búsqueda del “autoabastecimiento”, pues se deroga la declaración de “interés público nacional” de la Ley 26.741 de 2012 y se rompe con la regla “prioridad mercado interno” del marco regulatorio que data de 1967. La satisfacción de las necesidades internas ya no se hará, prioritariamente –en tanto telos– a través del desarrollo de los propios recursos nacionales. Así, el suministro de fuentes foráneas (mercados regionales y globales) competirá con la producción local. En adelante, el principio ordenador estará centrado en el libre mercado, el pleno acople entre precios internos e internacionales, la “maximización de la renta” y el perfil netamente exportador de la producción excedente, apalancada en contratos de largo plazo. Y si bien la “seguridad de suministro” funciona como reparo, podrá recurrirse a importaciones para complementar la oferta local. 

Cruzar el rubicón

Ahora bien: bajo un wording aparentemente autorrestrictivo para la propia Administración, esta traza “desregulatoria” y pro-mercado encuentra un freno en la herramienta diseñada para mantener el control bajo la órbita del Estado: la no-oposición de la SEN, instrumento que se erige como inevitable atalaya a sortear en forma previa a obtener la “vía libre” a exportaciones multi-decenales. A pesar de cierta lectura apresurada de la LB, el consabido art. 6° del decreto-ley 17.319/67 se mantiene como estandarte de resguardo del adecuado suministro del mercado interno. Es un mecanismo que reserva una alta cuota de discrecionalidad a la autoridad de aplicación federal. Máxime, dado que podría resguardarse en causales netamente económicas (ej. alteración de los precios internos). Es “la prueba de ácido” de todo este sistema pro-exportación. 

Ahora bien, transcurrido el plazo de 30 días, y ante el silencio de la administración (otro caso de “silencio positivo” contenido en la LB), el exportador se hace del derecho a exportar bajo condiciones altamente favorables (en volúmenes y plazos inauditos para nuestro país), resguardado por un fuerte grado de seguridad regulatoria. Así, el trámite continúa con una Constancia de Libre Exportación para presentar en la Aduana. De ahí en adelante, y hasta por 30 años, esa exportación ya no podrá ser revisada (salvo caso fortuito o fuerza mayor). 

Pero atención: el inicio de este “pasa - no pasa” podría dilatarse ante pedidos de más información y/o aclaraciones (atenuado por la posibilidad de subsanar deficiencias). Y tampoco es el único valladar a ultrapasar bajo el paraguas del giro copernicano de la normativa libertaria. Adicionalmente, los operadores deberán presentar en forma anual una certificación independiente de la existencia de reservas y/o recursos prospectivos de hidrocarburos, junto con las proyecciones de producción necesarias. Este basamento material y periódico (de renovación trianual) es requisito para suministrar adecuadamente la demanda interna y cumplir con los compromisos de exportación. 

Se advierte aquí un esmero de la administración por “seguir el pulso” del sector productivo, a efectos de evitar escenarios como los vividos en los años ’90, donde una drástica caída de reservas y producción de hidrocarburos no se condijo con el flujo exportador y los contratos transcordilleranos.

Particularidades del GNL

Al igual que en el vigente Plan Gas.Ar, la SEN deberá realizar un estudio integral y sistémico de oferta y demanda, infraestructura, recursos y reservas. En materia de gas se denomina “Declaración de Disponibilidad de Recursos Gasíferos” y representa la manifestación más explícita de que el PEN (Poder Ejecutivo Nacional) no considera oportuno liberar completamente la exportación de GNL de largo plazo. 

La razonabilidad de esta medida puede estar sustentada en el hecho de que, hoy por hoy, la mitad de la producción de gas natural proviene de fuentes no convencionales, las cuales requieren de un flujo permanente de inversión para mantener el plateau de producción, máxime cuando de exportaciones pluri-decenales se trata. De allí los pruritos por desentenderse absolutamente del mercado interno y del ritmo de producción, así como la recurrencia a revisiones periódicas del desempeño del tándem recursos-reservas, con la obligación anual de presentar la información respaldatoria.

Pero, además, si se trata de GNL el plazo para objetar se estira de 30 días a 4 meses, lo que denota el compromiso con el estudio sistémico e integral de oferta-demanda y la preocupación por un bien crítico para la economía nacional (demanda doméstica, industrial, de generación eléctrica) y las cuentas públicas (balanza de pagos). 

Asimismo, se requiere algo más que una simple “constancia” aduanera: esto es, acceder a una Autorización de Libre Exportación de gas natural licuado (ALE-GNL), la cual contendrá los parámetros necesarios de plazo, volumen y duración (podría caducar ante incumplimientos periódicos). Obtenida la ansiada ALE-GNL sí se cumple el “espíritu” de la LB, la demanda central del sector O&G (oil and gas) para “liberar las fuerzas productivas” que traccionen el potencial masivo de Vaca Muerta. Y se abre un horizonte estable de 30 años de exportaciones ininterrumpibles, estables y no sujetas a restricción/reducción/redireccionamiento alguno. En fin, la plataforma óptima para construir “un nuevo campo” para la Argentina.

No obstante, el período tri-decenal autorizado debe particionarse en 6 módulos de 5 años cada uno, habida cuenta que el mantenimiento de la firmeza exportadora estará siempre sujeto a la revalidación quinquenal de las credenciales productivas.

Entonces, ¿cómo garantizar contratos 365 (flat) y de largo plazo? Pues a través de la flexibilidad en el cumplimiento del requisito de garantía de suministro del mercado interno. Esta plasticidad permite reemplazar, a costo del exportador, volúmenes necesarios para la demanda local por otra fuente (ej. compra a otro productor, importación de GNL o electricidad). También se podrá renunciar temporalmente a la exportación “cruzada”, en orden a no perder el contrato con el off taker del exterior. Eso sí, la maleabilidad en cuestión seguirá estando sujeta a la aprobación oficial.

¿Y las provincias? Como con la ley “corta” de 2006, se mantiene bajo jurisdicción del Estado Nacional la facultad para diseñar y ejecutar la política energética a nivel federal. Asimismo, se insiste (ídem ley 27.007 de 2014) en que Nación y provincias acuerden (i) un pliego modelo y (ii) una normativa hidrocarburífero-ambiental uniforme, la cual deberá contener objetivos de control de emisiones (descarbonización).

Escenarios posibles

Un semestre de espera para el dictado de la presente reglamentación no constituye, empero, la última reglamentación del régimen de exportaciones. En efecto, el decreto 1.057/24 establece que la SEN seguirá realizando adecuaciones durante un período “de transición” de 7 meses –mientras dure la emergencia energética de la LB. En parte porque no se derogó explícitamente la normativa vigente en materia de procedimientos de exportación (res. 241/17 en crudo y 360/21 en gas).

De aquí en más, dos escenarios asoman: por un lado, que bajo el “paradigma de la abundancia” se logre superar todo resquemor hacia el mercado interno; por otro, que una coyuntura adversa (ej. crisis geopolítica) realce la oportunidad de reservar este “as en la manga” del policy-maker energético. Las chances del primer caso son altas, dada la potencialidad de Vaca Muerta, su productividad en los últimos años y los proyectos en marcha de ampliación de infraestructura. La probabilidad del segundo escenario tampoco es baja, en atención a los enormes desafíos (macroeconómicos, logísticos, educativos, etc.) que representa concentrar todas las fichas en un pleno vacamuertista y en mercados globales donde somos tomadores de precio. Con la LB, el RIGI (Régimen de Incentivo de Grandes Inversiones) y esta reglamentación el Gobierno espera dar pasos consistentes en la dirección deseada, mientras guarda el conejo en la galera… 

El autor es doctor por la UBA en Derecho, director del IGPUBA y titular de la consultora Paspartú.

AR

La eliminación de subsidios no es solo Zona Fría. También podría afectar de manera crítica a los usuarios más vulnerables de gas natural: quienes no tienen acceso a redes y usan garrafas de Gas Licuado de Petróleo (GLP).

El Proyecto de Ley de “Bases” prevé revisar subsidios como el del Programa Hogar (PH), que alcanza al 80% del precio de la garrafa, varía según zona geográfica, estación del año y cantidad de integrantes de la vivienda, y se aplica a hogares sin acceso a red con ingresos menores a 2 salarios mínimos (2,80 SMVM en Patagonia y 3 si hay personas con certificado de discapacidad). Ej.: alcanza un promedio de 2 envases en verano y 4 en invierno (9 en Santa Cruz y Tierra del Fuego) para hogares de 4 integrantes.

Según una carta enviada a los actores de la cadena de producción y comercialización, el Gobierno está pronto a autorizar una suba de los “precios máximos de referencia” en los tres eslabones: producción (+140%), fraccionamiento y distribución (+120%), los cuales reclamaban por los atrasos de la administración AF (que dio asistencias transitorias hasta octubre). El precio final de la garrafa quedaría en $4.752 (a lo que se suman los apartamientos por logística, que –por ejemplo– en Neuquén son del 5% para el Fraccionador y del 35% para el Distribuidor).

A la vez, todo parece indicar que se ralentizan los pagos y la actualización del subsidio del PH. Pero aún resta una definición de fondo sobre qué hará el Gobierno con estas ayudas.

Riesgos

Los propuestas del Gobierno contenidas en el Proyecto de Ley acarrean los siguientes riesgos:

1.    La liberalización de precio, que según el Precio Paridad de Exportación (PPE) actual, que está en $234.879, la garrafa de 10 kg se iría a unos $19.700, más desviaciones por zona y el plus de última milla (el comercio de barrio). Ya se comercializa arriba de los $12.000 en Neuquén y el NEA.

2.    El desabastecimiento del mercado local (de butano y de propano), si se elimina el aporte los productores al PH y éstos –con toda lógica– optan por la exportación en lugar de la venta a los fraccionadores.

3.    La licuación/eliminación del subsidio vía (i) baja del monto y (ii) reempadronamiento.

4.    [Convengamos que –ciertamente– el padrón precisa ser focalizado en usuarios realmente vulnerables, aunque sin pasar del actual sesgo de inclusión a un delicado sesgo de exclusión].

5.    La amplitud/estrechez de la “canasta básica” para usuarios de propano-redes (símil gas natural pero con propano por bajas temperaturas), quienes por encima del bloque subsidiado pagarían el precio pleno de la molécula –vital en la Patagonia.

6.    Que la degradación jerárquica de las áreas técnicas de la Secretaría de Energía (SEN) afecte el normal funcionamiento de los mecanismos de control y sanción.

Mercado de GLP

Para comprender estos cambios es preciso analizar cuáles son las características del mercado actual del GLP en Argentina:

A.  Prioridad de abastecimiento del mercado interno – vía control estatal cf. ley 26.020 de 2005 y Dto. 470/15 del PH;

B.   Obligación de “aporte del productor” según promedio trienal – cupo a vender al Fraccionador.

C.   Producción suficiente para satisfacer demanda interna durante todo el año – hay saldos exportables.

D.  Desacople de precios internos vs. precios PPE – pues no se cumple, de facto, la fórmula del PPE;

E.   Autorización mensual de exportaciones – otorgadas por la SEN, es “el” mecanismo de control; y

F.   Proyectos de producción incremental en carpeta por nuevas inversiones en Vaca Muerta (en oil&gas y plantas de fraccionamiento) – se podría duplicar volúmenes y exportar a toda la región (pues todos los países vecinos son importadores netos). [Duda: ¿funcionará el RIGI acá?]

Conclusión

Se viene una revisión aguda de los subsidios a las garrafas en todo el país y al gas propano por redes en la Patagonia. Y el sesgo exportador de este Gobierno podría generar tensiones de abastecimiento de GLP, especialmente en invierno.

 PS: ¿querés saber más sobre el funcionamiento del mercado del GLP en Argentina? Acá van algunos tips para que charles mientras hacés la cola para conseguir una garrafa en el distribuidor: https://x.com/JJCarbajales/status/1750622264175821080?s=20

 Juan José Carbajales es Director de la consultora Paspartú y fue Subsecretario de Hidrocarburos en 2019/2020.

A la luz de la sentencia emitida en el litigio por la expropiación de YPF SA en 2012 es posible echar luz sobre tres planos de análisis que responden a lo obligatorio, lo opcional y lo estratégico del caso. Así: ¿se cumplieron los requisitos constitucionales para apropiarse de tenencias privadas? ¿Expropiar a un solo accionista era la única opción disponible? Y, finalmente, ¿fue políticamente legítima y económicamente acertada la decisión de orientar la inversión hacia Vaca Muerta?

En cuanto al plano constitucional, el art. 17 de la Carta Magna impone tres requisitos para avanzar sobre la propiedad privada: que la expropiación 1) tenga por causa la utilidad pública, 2) sea calificada por ley y 3) sea previamente indemnizada. ¿Se cumplieron? En principio sí, porque la transferencia patrimonial del paquete accionario se performateó vía declaración del Congreso de la utilidad pública del 51% del capital societario y se indemnizó el accionista expropiado al arribar –dos años después– a un acuerdo definitivo. Cierto: el pago no fue “previo”, pero dada la situación de una compañía que cotiza en bolsa el proceso de negociación del precio no lucía como una factibilidad antes de la aprobación parlamentaria.

Procedimiento estatutario

En 1990 el gobierno peronista de Carlos Menem resolvió, a través del Decreto 2.778/90, “transformar [a Yacimientos Petrolíferos Fiscales Sociedad del Estado] la en una empresa competitiva” dentro de un mercado desregulado, desmonopolizado y abierto, con el objeto de alcanzar “una gestión eficiente y competitiva”, de convertirse en “un competidor eficiente en el mercado”. Para ello se elaboró un Plan de Transformación global de la compañía que permitiera asegurarle la “máxima autonomía empresaria” en su gestión, “liberándola de las restricciones y limitaciones existentes y dotándola de una estructura jurídica propia del derecho privado”. 

Dos años después, la Ley 24.145 de “provincialización de hidrocarburos” avanzó en esta de SE en SA de capital abierto, cuyas acciones comenzaron a cotizar en las bolsas de valores de Buenos Aires y Nueva York; y cuyo nombre sería reducido a un anagrama (simples iniciales que invisibilizaban la participación estatal). Allí se aprueba el Estatuto social, regido enteramente por el derecho privado, y que regula la forma de venta y adquisición societaria. Dicho estatuto fue modificado al año siguiente, a través del Decreto 1.106/93. En su art. 6º sobre el Capital y las clases de acciones ordinarias se distinguió a las acciones “clase A” como representativas del 51% del capital social y cuyo único titular podrá ser el Estado nacional. Tales acciones daban derechos especiales, pues se requeriría su voto favorable para “aceptar que la Sociedad, a través de la adquisición por terceros de sus acciones, sufra una situación de copamiento accionario consentido u hostil que represente la posesión de más del 50% del capital social de la Sociedad”. Por su parte, el artículo 7º de Transferencia de acciones y toma de control indica, en su inc. d), que no podrán adquirirse acciones de la Sociedad cuando, como consecuencia de dicha adquisición, el adquirente resulte titular del 15% o más del capital social. Y, en su inc. e) de Requisitos, que la persona que desee llevar a cabo una Adquisición de Control deberá “realizar una oferta pública de adquisición de todas las acciones de todas las clases de la Sociedad y de todos los títulos convertibles en acciones”. Finalmente, el artículo 28° sobre las Normas especiales para adquisiciones del Estado Nacional, establece que lo antedicho no se aplicará “a las adquisiciones que directa o indirectamente efectúe el Estado Nacional, por cualquier medio o título, de acciones o títulos de la Sociedad, 1) cuando como consecuencia de dicha adquisición el Estado Nacional resulte titular de, o ejerza el control sobre, acciones de la Sociedad que, sumadas a sus tenencias anteriores de cualquier clase, representen, en total, el 49% o más del capital social”.

Éste es, precisamente, el meollo de la cuestión en el juicio radicado en NY. No obstante, para la defensa del Estado Nacional, tales disposiciones no son aplicables por el principio de “Inmunidad Soberana” del Estado y a la doctrina de los actos soberanos del Estado (lo cual se plasma, por reciprocidad diplomática, en nuestra Ley 24.488 de Inmunidad Jurisdiccional de los Estados extranjeros ante los tribunales argentinos, sancionada en 1995). De allí que el Gobierno Federal, a través del Congreso, posea la potestad republicana de decidir de manera soberana y –dada la jerarquía normativa de nuestro sistema constitucional– sus decisiones se ubicarán por encima de cualquier disposición de derecho privado (comercial/societario). Ergo, el juicio debe ser llevado a cabo bajo ley argentina en los estrados de la jurisdicción local (Buenos Aires).

No obstante, en marzo de este año la jueza Loretta A. Preska derrumbó este argumento y reconoció el derecho de los litigantes a recibir daños compensatorios dado que la ley de expropiación debía ser entendida en forma separada a las obligaciones comerciales derivadas del estatuto societario.

En este marco, es válido preguntarse si el Congreso de la Nación tenía facultades para no solo ejercer sus competencias soberanas de decidir una expropiación, sino también de evitar las consecuencias adversas que ahora se imponen por el fallo en cuestión. Podría plantearse un conjunto de alternativas, todas ellas válidas:

a) “La bolivariana”: expropiar el 100% del capital social, (des)transformar a YPF de una SA abierta en una SE pura (o bien en una SAPEM o SABIE, que para el caso son similares), esto es, una nacionalización completa –o muy mayoritaria– del paquete accionario.

b) “La de Estenssoro”: en el otro extremo, expropiar solo el 20% de la compañía pero modificar el estatuto social con la incorporación de competencias exclusivas para el tenedor de las acciones “clase A” de modo tal que le permitiera controlar la compañía – símil CAMMESA en la actualidad. Esta alternativa significaba una erogación menor pero, también, la ausencia del factor político (y épico) que implicaba “tener la mayoría” accionaria.

c) “La intermedia de CFK”: Expropiar el 51% del paquete accionario a una sola empresa, la tenedora mayoritaria, esto es, solo las acciones “pertenecientes a Repsol YPF SA”. Esta solución fue la que se incluyó en el Proyecto de Ley y, luego, se plasmó en el art. 7° de la Ley 26.741. 

d) “La proporcional”: expropiar el 51% del paquete accionario pero a prorrata, es decir, a todos los accionistas en proporción a sus tenencias –lo que hubiera derivado en una indemnización porcentual a todos y cada uno de los shareholders, incluido el grupo Petersen –solución políticamente inviable.

Finalidad estratégica

Por último, ¿fue políticamente legítima y económicamente acertada la decisión de orientar la inversión hacia Vaca Muerta? El gobierno federal que implementó la expropiación contó con una revalidación del voto popular en las urnas del 54% y, meses después, con una amplísima mayoría parlamentaria pluripartidaria en ambas Cámaras (quórum de 63 a 3 en el Senado y de 208 a 32 en Diputados). De allí que su legitimidad estuviera fuera de toda discusión en términos de la politología clásica.

Por su parte, en lo que respecta a la decisión estratégica de expropiar una empresa centenaria que fue el actor principal del sector energético desde 1922, es una obviedad recordar que fue gracias a la acción decidida de la YPF de mayoría estatal que se pudo desrisquear la roca generadora de recursos petroleros y gasíferos no convencionales. Hoy por hoy, la inversión de YPF, en el marco de la nueva Ley Nacional de Hidrocarburos 27.007 de 2014, permitió que la provincia de Neuquén otorgara 45 concesiones no convencionales no solo a la empresa de bandera nacional, sino también a otras 14 empresas locales e internacionales de primer nivel mundial, las cuales comprometieron inversiones por unos 200.000 millones de dólares. ¿Efectos? En la actualidad, la producción del shale representa más del 50% del petróleo y del 65% del gas que se produce en todo el país. Las exportaciones permitieron revertir ya este año el déficit comercial energético y prever un superávit de US$8.000 millones para el año próximo. Además, gracias al Plan Gas.Ar y al GPNK (gasoducto Presidente Néstor Kirchner) se garantiza la demanda doméstica de gas, se reducen importaciones de invierno de GNL (gas natural licuado) y líquidos para generación eléctrica, y se retomó las exportaciones en firme a Chile. 

En conclusión: la expropiación se trató de una decisión políticamente legítima y económicamente acertada, se la mire por donde se la mire. El proceso legal de expropiación cumplió con la Constitución y optó por una alternativa válida en un marco de opciones posibles que, a la postre, se reveló litigiosa, pero que –de todos modos– no invalida la decisión estratégica de ir a desarrollar Vaca Muerta.

JJC / AR

El autor es director de la consultora Paspartú y fue subsecretario de Hidrocarburos en 2019/2020.

Hoy se inaugura el Gasoducto Presidente Néstor Kirchner (GPNK) con su puesta en marcha operativa (habilitación de la estación de medición de Tratayén). La Secretaria de Energía, Flavia Royón, ha dicho recientemente que su construcción en 10 meses (para una obra que usualmente demandaría unos 24 meses de ejecución) es una verdadera “hazaña”, pues se hizo en tiempo récord desde el punto de vista técnico, con una soldadura promedio de 5 kilómetros de caño por día.[1] Miembros de las empresas constructoras también hablan de “proeza”. Para dar dimensión a estos calificativos hay que hacer un poco de historia.

Según rememora Fernando Pino Solanas en su última producción escrita, “en 1946, Perón crea Gas del Estado y designa como presidente al ingeniero Julio V. Canessa, quien era un discípulo de Mosconi, quien a fines de la década del ’20 había sido nombrado al frente de la flamante destilería de San Lorenzo. El plan de Canessa era traer el gas de Comodoro Rivadavia a Buenos Aires y así se lo propone al General. ‘Es una idea brillante, ¿Ud. está seguro de poder hacerlo, son 1600 Km? –le preguntó Perón–. ¿Y con qué recursos, con qué tecnología? –Canessa fue categórico– Con lo que produce la empresa, Presidente... en dos años puedo terminarlo.’ Se trataba del gasoducto más largo del mundo en esa época. Canessa cumplió con su promesa: comenzó en 1947 y lo inauguró con Perón en diciembre de 1949. El gasoducto que construyó Canessa sin recurrir a préstamos externos se financió con los recursos que generaba Gas del Estado y créditos de los bancos públicos. La compañía fue gestionada con tanta honestidad y eficacia que, en el mundo, se la citaba como ejemplo”.[2]

Ese fue el primer paso. A partir de allí el Estado Nacional no dejó de hacer obras de infraestructura de gran porte. 

o 1949: Gasoducto Cro. Rivadavia (Chubut) – Lavallol (BA). Inicio del Gto. Troncal Sistema Sur de Gas del Estado SE (GdE).

o 1952: Gasoducto Comodoro Rivadavia (Chubut) – Cañadón Seco (Santa Cruz). Ampliación.

o 1956: Gasoducto Plaza Huincul (Neuquén) – General Conesa (Río Negro). Ampliación.

o 1965: Gasoducto Norte Campo Durán (Salta) – Gral. Pacheco (BA). Inicio del Gto. Troncal Sistema Norte de GdE.

o 1965: Gasoducto Madrejones (Bolivia) – Campo Durán (Salta).

o 1970: Gasoducto Gral. San Martín tramo Pico Truncado (Santa Cruz) – Gutiérrez (BA). Nuevo Gto. Troncal Sistema Sur de GdE.

o 1970: Gasoducto Neuba I Plaza Huincul (Neuquén) – Gral. Cerri en Bahía Blanca (BA). Ampliación.

o 1970: Gasoducto El Medanito (Neuquén) – Allen (Río Negro).

o 1971: Gasoducto Plaza Huincul (Neuquén) – Zapala (Neuquén).

o 1972: Gasoducto Pocitos (Bolivia) – Campo Durán (Salta).

o 1973: Gasoducto Neuba I Gral. Cerri (BA) – Gral. Pacheco (BA).

o 1977: Gasoducto Gral. San Martín tramo Pico Truncado (Santa Cruz) – El Cóndor (Santa Cruz).

o 1980: Gasoducto Gral. San Martín tramo El Cóndor (Santa Cruz) – San Sebastián (Tierra del Fuego).

o 1981: Gasoductos Aldao (Santa Fe) – Santa Fe (Santa Fe), y Tucumán (Tucumán) – Campo Durán (Salta).

o 1982: Gasoducto Centro-Oeste tramos Aldao (Santa Fe) – Mendoza, y Aldao (Santa Fe) – Neuquén.

o 1986: Gasoducto Cordillerano tramos Plaza Huincul (Neuquén) – San Martín de los Andes (Neuquén) y Plaza Huincul (Neuquén) – San Carlos de Bariloche (Río Negro).

o 1988: Gasoducto Neuba II Loma La Lata (Neuquén) – Gutiérrez (BA).

o 1990: Gasoducto Santa Fe (Santa Fe) – Paraná (Entre Ríos). Cruce del Río Paraná.  

Desde el punto de vista técnico, los gasoductos transportan el gas natural desde las cuencas de producción, con inyecciones en el Punto de Ingreso al Sistema de Transporte (PIST), hasta los distintos puntos de entrega a los diversos tipos de usuarios de gas natural. Vale recordar que, como regla general, cada gasoducto requiere a una distancia de aprox. 120 km, una Planta Compresora, la cual tiene grandes equipos de impulsión (compresores) que le brindan al gas la fuerza de empuje necesaria para recorrer el gasoducto hasta la siguiente planta, y así sucesivamente hasta los centros de consumo. La suma de potencia de todas las Plantas Compresoras del Sistema Licenciado de Transporte conforma la potencia instalada total-país (en HP). También se requiere de instalaciones superficiales como estaciones de medición, odorización, regulación de presión y plantas de Scrapper.  

Privatización y después

Con la privatización de Gas del Estado SE en 1992 el segmento de transporte fue licenciado a dos compañías privadas mediante el otorgamiento de licencias por el PEN. De esta forma, la operación y mantenimiento se dividió en dos empresas: Transportadora Gas del Norte SA y Transportadora de Gas del Sur SA. TGN opera el 42% de la red: gasoductos Norte y Centro-Oeste; y TGS el 58% restante: gasoductos Neuba I y II y San Martín. En 1993 el sistema contaba con una longitud de 10.800 km a nivel nacional. A partir de ese año se sumó capacidad de transporte, principalmente a través del Programa de Fideicomisos Gas (Dto. 180/04) vigente entre 2004 y 2014, mediante el cual se añadieron loops sobre el sistema existente, extensiones regionales y mayor capacidad de compresión, pero no se construyeron nuevos gasoductos troncales.

Estas expansiones fueron financiadas principalmente por CAMMESA y, subsidiariamente, por cargadores del sector privado. Al concluir 2021, según estadísticas del ENARGÁS, existían unos 16.000 km de cañerías operadas por TGN y TGS (+116 %).[3] En cuanto a la inyección, TGN tiene una capacidad de 49 MMm³/d, mientras que TGS de 78 MMm³/d. El volumen máximo diario inyectado al sistema se verificó el 18/7/21 con una inyección de 161 MMm³. Desde cuenca neuquina se inyectaron, en 2021, unos 71 MMm³/d. 

En 2007 el Estado Nacional, vía ENARSA, retoma la ampliación de la red troncal con la construcción del Gasoducto del Noreste (GNEA), que sumó 1.500 km (más 3.000 km de ramales) y está operativo desde su extremo sur (Santa Fe), pero no ha logrado alcanzar su capacidad plena pues falta finalizar su extremo norte (ECP1 Salta) y un tramos en Formosa, amén de su extensión a la Mesopotamia (unos 1.550 km con cruce del Río Paraná).

Hoy día también están en ejecución los gasoductos regionales “4G”: Regional Centro II (Esperanza/Rafaela/Sunchales); Refuerzo Gasoducto de la Costa y Gasoducto Tandil/Mar del Plata; Refuerzo Sistema Cordillerano-Patagónico (Neuquén, Río Negro y Chubut); Gasoducto Productivo en La Rioja; y Regional Sur en Santa Fe (Venado Tuerto). En mayo de este año se inauguró un gasoducto de 72 km que une localidades bonaerenses (Trenque Lauquen – América, partido de Rivadavia), con dos Estaciones Reguladoras de Presión.

Vaca Muerta reaviva las expansiones

En 2011 se “descubre” la roca madre neuquina y en 2012, con la renacionalización de YPF, comienza una fructífera etapa de desrisqueo y producción masiva que llevó a que hoy represente más de la mitad del consumo del país. Así, un lustro después ya se avizoraba la necesidad de ampliación del sistema de gasoductos Neuquén-BA.  

Pero recién en julio de 2019 (DNU 465) fue lanzada la licitación para la construcción del Gasoducto del Centro, cuyo objeto incluía el diseño de la obra (que debía llevar adelante el propio contratista), cuyos estudios básicos no habían sido aprobados oficialmente: factibilidad, traza, impacto ambiental, etc. Se desaprovechó el “primer tiempo” (dic’15-dic’17) de ese gobierno que contaba con financiamiento internacional, diálogo con la industria, leyes del Congreso, cuadros técnicos idóneos y había ganado elecciones intermedias. Se perdió tiempo en auditorías y manifestaciones de interés y faltó reacción ante el incremento de la producción (el plan gas de la Res. 46/17).

Luego vino la Pandemia, que retrasó todo y agravó de manera aguda el declino en la producción. Pero con el lanzamiento del Plan Gas.Ar 2020-2024 (Rondas #1 a #5) el gobierno viabilizó la inversión privada y Vaca Muerta volvió a demostrar su inigualable productividad: se logró revertir la caída y asegurar una producción estable (de 100 MMm³/d) vía contratos plurianuales, al punto que los productores sobrecumplieron sus compromisos de inyección… y rápidamente el sistema de evacuación desde Neuquén quedó saturado de nuevo.

Aquí también hubo algún tiempo ocioso hasta que, con el lanzamiento del “Sistema Transport.Ar” (Dto. 72/2022), se instrumentó un plan de ampliaciones bajo un esquema de obra pública y financiamiento estatal, cuyo paquete incluye, además del GPNK: ampliación NEUBA II; tramos finales PBA; conexión Mercedes/Cardales; expansión Gasoducto Centro-Oeste; reversión Gasoducto Norte; ampliación compresión GNEA; conexión GNEA/San Jerónimo; loops y compresión en Aldea Brasilera.

Sin Néstor no se puede, con Néstor no alcanza…

El GPNK se lleva a cabo bajo un esquema de obra pública, con dirección de la empresa estatal ENARSA y ejecución de contratistas privados (Techint I&C–SACDE–BTU). Lo destacable ha sido su realización en plazos apremiantes bajo el propósito de arribar al presente invierno con sustitución de importaciones. Ya construido, ahora se harán las pruebas hidráulicas, la inertización con Scrapper y la presurización secuencial con 25 MMm³ de gas de “colchón” o Linepack; finalmente, la habilitación comercial sucederá el próximo 9 de julio, cuando quede inaugurado en el Día de la Independencia. Ergo, habrá al menos 40 días de este invierno con más moléculas VacaMuertistas en reemplazo de moléculas GNLístas (buques metaneros importados). Son unos 11 MMm³/d que ascenderán a 14 en enero y 24 cuando se instalen tres plantas compresoras.

La “hazaña” de logarlo en tiempo récord puede graficarse en los siguientes datos[4]: la unión Tratayén (Neuquén) – Salliqueló (BA) a lo largo de 583 km (475 de ellos en 36 pulgadas y 80 km en 30’’) involucró, además, el cruce dirigido del Río Colorado entre Río Negro y La Pampa; empleó a más de 10.000 trabajadores calificados (más de 4 millones de horas/hombre), entre ellos soldadores con tecnología de punta a nivel mundial, implementada por primera vez en el país: plantas de doble junta, sistemas de soldadura automática (operadas por 45 técnicos turcos especializados que soldaron más de 100 juntas por día –unos 5 km–, de adentro y por fuera), más de 9.000 viajes en camión de los caños que totalizaron un acumulado de 6 millones de km (sin ningún accidente).

Además, se utilizan más de 1.400 equipos nacionales, entre ellos sidebooms, pipewelders, motoniveladoras, topadoras, excavadoras, grúas tiendetubos y tractores. Se trata de una obra cuyo repago no excede los dos años, durante los cuales permitirá ahorrar un total de 4.400 millones de dólares. Así, en el mediano plazo y junto con las exportaciones de crudo, la balanza comercial energética pasará de un déficit el año pasado en 5.000 millones de dólares a ser positiva en 2025, con proyecciones de ingresos de 18.000 millones al 2030.

Junto a la ampliación de la red de oleoductos para evacuar más crudo de Vaca Muerta, el GPNK ha devuelto al país el impulso ingenieril y constructor en el midstream y ha dotado de experiencia a miles de técnicos y profesionales argentinos que seguirán disponibles para futuras obras (de transporte, tratamiento y captación de líquidos de gas). ¿Cómo? Un ejemplo: las empresas contratistas crearon un centro de capacitación en Pacheco (BA) que formó a más de 90 operadores de tiendetubos, provenientes de 11 provincias.  

Ahora bien, ¿con esto es suficiente? No, en absoluto. Se precisa continuar ya con la etapa II del NK a San Jerónimo (Santa Fe), que cuenta con financiamiento parcial de la CAF; y con el resto de las obras complementarias del Transport.Ar. La más urgente es la reversión del Gasoducto Norte[5] (en 3 etapas) para suplir la merma de gas en la cuenca Noroeste por menor producción local e importaciones declinantes de Bolivia, y así alimentar los consumos regionales de industria y generación eléctrica. Todas estas ampliaciones adicionarán al sistema de transporte un total de 44 MMm³/d y reducirán la brecha estacional de invierno entre producción local y demanda prioritaria (hogares y generación eléctrica) más industria y GNC. A la vez, permitirán seguir consolidando el mercado regional de exportación (vía Chile y Uruguay), lo que resulta vital para producir los volúmenes incrementales con los que luego se afronta el pico de demanda invernal… y para conseguir dólares. 

En resumen: el GPNK retoma una larga tradición nacional y cristaliza un logro material e intangible de enorme valor en tiempos de una macroeconomía frágil, un contexto global adverso y un sistema político y corporativo esquivos a la hora de financiar infraestructura. El “pogo” final entre los obreros no es más que un símbolo de esa resiliencia.

* Titular Consultora Paspartú y ex Subsecretario de Hidrocarburos 2019-2020.

[1] “El gasoducto Néstor Kirchner encamina al país hacia costos energéticos más competitivos' (telam.com.ar).

[2] Estudio Preliminar al Manual de Empresas Públicas en Argentina (1946/2020), disponible en Manual de empresas públicas en Argentina (1946-2020). De la centenaria YPF a las actuales SABIE | EDITORIAL UNIVERSITARIA (EDUNPAZ).

[3] informe-anual-2021.pdf (enargas.gob.ar) / MicroStation View (enargas.gob.ar).

[4] En ánimo comparativo, una proeza de la gestión binacional, la ingeniería y la arquitectura legal y financiera ha sido el Eurotúnel bajo el canal de la Mancha entre Inglaterra y Francia, de 50 km y a 100 mts bajo el nivel del mar, que demandó casi un siglo de preparativos, 28 meses de construcción y 6 años totales de obra, con financiamiento y un concesionario privados, más quiebras, bancos y la inauguración por el presidente Mitterrand y la reina Isabel II. Para una competa y detallada descripción del proceso, ver: A. Ruiz Ojeda. El Eurotunel La provisión y financiación de infraestructuras públicas en régimen de concesión. (CA Extranjero). RAP Núm. 132 (cepc.gob.es). 

[5] Royón: “Tenemos previsto que el Estado cubra parte del financiamiento de la reversión del Gasoducto Norte” • EconoJournal.

En las postrimerías del año el Ministerio de Ambiente dictó la Res. 436/21 que aprobó el Estudio de Impacto Ambiental (EIA) de una de las áreas contenidas en la Ronda 1 de exploración off shore. Este acto, que causó gran repercusión social, es solo una muestra pequeña de una decisión del Estado nacional que se sostuvo a lo largo de las últimas gestiones del PEN, relativa al conocimiento y delineación del “sistema petrolero” que subyace en profundidades de hasta 4.000 metros.

La Ley 27.007 de hidrocarburos de 2014 revirtió y transfirió a la Secretaría de Energía de Nación (SEN) los títulos de exploración y explotación de las áreas que hasta entonces poseía la empresa pública ENARSA (hoy IEASA). Con ello se comenzó la etapa de relanzamiento de la política exploratoria off shore.

En 2018, un nuevo gobierno llamó a Concurso Internacional (Dto. 872) y la SEN adjudicó (Res. 276/19) 18 áreas (de 38 licitadas), con una extensión de 95.000 km2, en las Cuencas Argentina Norte (7), Malvinas Oeste (9) y Austral (2). Fueron a 13 empresas de 9 consorcios de compañías internacionales de 1er nivel, entre ellas YPF como socia y operadora en varios bloques, con una inversión estimada de USD 724 millones en 4 años y plazos de los permisos dos períodos 4 años cada uno y prórroga de 5 años (hoy la SEN puede ampliar hasta 2 años por demoras COVID/EIA). Los objetivos implican prospección sísmica en el 1° período y perforación de un pozo en el 2°.

Asimismo, el Gobierno actual no solo continuó con la Ronda 1 sino que, por DNU 389/21, le otorgó a IEASA en forma directa dos permisos en la Cuenca Malvinas Oeste (115 y 116).

Vale recordar que la SEN ya otorgó todos los permisos de exploración de las 18 áreas adjudicadas. Pero en virtud de la Res. Conjunta SE-SAyDS 3/19 también interviene Ambiente, quien ahora otorgó el primer EIA para la campaña de adquisición sísmica de CAN_100, donde Equinor tiene el 35% y es operador (por eso pidió la audiencia pública y presentó el EIA), YPF el 35% y Shell el 30%. También YPF ha solicitado el EIA de CAN_102 (50% y operador, Equinor 50%).

Ergo: la exploración del sistema petrolero costa afuera constituye una política pública mantenida en el tiempo por las últimas 3 administraciones, lo que denota un consenso transversal explícito, superador de posturas polarizadas.  

Soberanía y valor geoestratégico

Otro aspecto relevante del debate desarrollo productivo vs. ambiente es poner de relieve la importancia de conocer las enormes riquezas marinas contenidas en las extensas superficies reconocidas a nuestro país. Aquí entran en juego COPLA, Pampa Azul y las capacidades estatales para afrontar los abismales desafíos que se presentan. Veamos.

El primer objetivo geopolítico al que podría coadyuvar la exploración off shore es, obviamente, fortalecer el reclamo soberano sobre Malvinas, mantenido incólume por nuestro país en foros internacionales desde la usurpación del Reino Unido en 1833. Recordemos que, en 2011, se aprobó la Ley 26.659 que prohibió realizar actividades de exploración y explotación en la Plataforma Continental (PC) sin haber obtenido la habilitación de la autoridad competente argentina (SEN). En virtud de ello, Cancillería denunció en la justicia local y en ámbitos globales los actos ilícitos de las compañías internacionales que actuaban dentro de la zona de exclusión.  

El segundo objetivo geopolítico surge del reconocimiento del nuevo “límite exterior de la PC más allá de las 200 millas”. Son 1,7 millones km2 más de territorio (un 35% adicional a la superficie del continente) para la explotación del lecho y el subsuelo, con recursos minerales, hidrocarburos y especies sedentarias.

Esto se logró gracias a la presentación de Cancillería en 2009 ante la Comisión de Límites de la PC, contenida en… ¡50 tomos! Quien llevó adelante semejante proeza fue la Comisión Nacional del Límite Exterior de la Plataforma Continental (COPLA), creada en 1997 bajo dependencia de Cancillería e integrada por el Servicio de Hidrografía Naval de la Armada, los Ministerios de Economía, Desarrollo Productivo, Defensa, Interior y CyT. Está compuesta por geodestas, hidrógrafos, geólogos, geofísicos, cartógrafos, oceanógrafos, abogados y expertos en SIG y en derecho internacional. Colaboran también la Comisión Nacional de la Carta Geológica, CONAE, CONICET y Universidades Nacionales.

Fue así que, luego de una serie de revisiones, finalmente los nuevos límites fueron reconocidos por la ONU en 2016. Se trata de la reafirmación de la soberanía argentina sobre el lecho y el subsuelo de las zonas submarinas adyacentes a su territorio más allá de las 200 millas y hasta donde la profundidad de las aguas suprayacentes permitiera la explotación de los recursos naturales de dichas zonas.

Nuestro país tiene fijado el límite exterior de su PC de conformidad con la Convención ONU sobre el Derecho del Mar (CONVEMAR) adoptada en 1982, que entró en vigor para Argentina en 1996. La Convención establece que la PC comprende el lecho y el subsuelo de las áreas submarinas que se extienden más allá del mar territorial y a lo largo de la prolongación natural de su territorio hasta el borde exterior del margen continental, o bien hasta las 200 millas contadas desde las líneas de base. Para su determinación se usan dos criterios relativos al espesor sedimentario y a la distancia al pie del talud, con dos restricciones. Y se toman elementos geomorfológicos, geológicos, geofísicos e hidrográficos.

Así, Argentina ha considerado las tareas del trazado de su límite más extenso como una “política de Estado”, pues ha mantenido una continuidad del equipo de trabajo de COPLA a lo largo de 11 años (amén de altibajos en 2001/2) y se han insumido un total de más de 432.600 horas hombre. ¡Increíble!, ¿no? Para pensar cuando denostamos “la política” o el Estado.

Otra muestra: en 2020, esta demarcación fue aprobada por la Ley 27.557, sancionada por unanimidad en el Congreso con el consenso de todos los bloques parlamentarios de ambas cámaras.

 ¿Y ahora qué hacemos?

Pues desplegar todas las capacidades estatales para conocer aquello que hemos reivindicado con profesionalismo y ganado en buena ley. ¿Podremos? Claro, no empezamos ayer. Aquí entra en radar la Iniciativa Pampa Azul, un proyecto interministerial creado en 2014 que articula acciones de investigación científico-tecnológicas (I+D+i). Su objetivo es contribuir a las políticas públicas oceánicas, incluyendo el fortalecimiento de la soberanía nacional sobre el mar (infraestructura, flota, instrumental, capacidades humanas), su conservación y el uso sostenible de los bienes marinos. En su agenda figuran, entre otros, 3 temas hoy candentes: cambio climático, gestión de riesgo ambiental y prospección geológica y geofísica.

Al respecto, quienes han seguido todo el proceso describen la enorme potencialidad que se abre a partir del nuevo escenario, junto a los retos por conocer, administrar y controlar semejante extensión territorial.

Según advierten, existen desafíos tan profundos como estas aguas australes: 1) encapsular los cúmulos abisales de gas metano congelado (clastratos) y traerlos a superficie sin que burbujeen y se dispersen en la atmósfera –las emisiones fugitivas contaminan–; 2) obtener hidrocarburos y metales valiosos y/o raros presentados como nódulos o como costras (con bastante cobre, cobalto, platino), commodities muy preciados en la actualidad.

En fin, tal como describe el especialista Carlos Mutto, estos desafíos se enmarcan en las disputas geopolíticas por los abismos subacuáticos en los océanos, donde se cruzan intereses científicos, militares e industriales cruzados por “la conquista de los fondos submarinos”, arena de la confrontación geopolítica, tecnológica y económica del futuro.[11] Este autor advierte que el fondo del mar atesora increíbles depósitos de sulfuros ricos en oro, zinc, níquel, manganeso y otros 17 metales que forman las codiciadas tierras raras “que permitirían responder a la voraz demanda del actual proceso de transición energética”.

Que un EIA no nos tape el océano.

JJC/MF