La restricción externa que acosa al país tiene entre sus múltiples orígenes sectoriales a la energía. Para superar la falta de dólares, la receta del Gobierno será seguir estimulando la producción de gas con precios tentadores para las petroleras, al costo de volcar millonarios subsidios en pesos para cubrir la diferencia entre el precio en dólares garantizado (por encima de los u$s 3,50 por millón de BTU) y lo que pagan los hogares (alrededor de u$s 2,10) o tener que afrontar la decisión impopular de aumentar las tarifas a los usuarios domiciliarios.

En este sentido, la Secretaría de Energía encaró una última ronda de consultas técnicas antes de lanzar una nueva licitación para ampliar el volumen de producción contractualizada en condiciones firmes mediante el Plan Gas. Sería la Ronda 3 (la primera fue en diciembre 2020 y la segunda, exclusivamente para invierno, en marzo de este año), mediante la que se buscaría expandir el volumen flat que las petroleras ofrecen los 365 días del año a las distribuidoras de gas y las generadoras eléctricas -vía Cammesa-, hoy en 67,42 millones de metros cúbicos diarios (MMm3/d) más un 30% garantizado para otros segmentos de la demanda.

Además, se explora la posibilidad de ampliar la inyección de gas natural en los próximos inviernos para reducir las importaciones de combustibles líquidos (fuel oil y gasoil) y la dependencia de Bolivia, cuya producción viene en franca declinación. Las alternativas estarán atadas a la disponibilidad de capacidad de transporte. El salto que se observó a partir de los buenos resultados del Plan Gas.Ar (en julio se produjeron 85,5 MMm3/d en la Cuenca Neuquina, un 23% más que a comienzos de este año) podría saturar pronto los gasoductos que salen desde Neuquén y taponar cualquier programa de expansión.

Antes de fin de año también deberían estar definidos los próximos pasos para ejecutar el plan Transport.Ar, con una ampliación de la red de gasoductos que saldrán de Vaca Muerta con un costo de al menos u$s 840 millones.Una zanahoria para las productoras de gas será la habilitación de mayor volumen para exportación.El Plan Gas establece que una vez satisfecha la demanda interna (hogares, comercios, generadoras térmicas, industrias, pymes y estaciones de GNC) se permite vender al exterior hasta 11 MMm3/d entre octubre y mayo de cada año, de los cuales ya hay autorizaciones por 6 MMm3/d.

Una vez sancionada la ley de promoción de inversiones hidrocarburíferas, se realizará una ronda exclusivamente para asegurar el abastecimiento en 2025, ya que el Plan Gas.Ar tiene hasta ahora como fecha de expiración el 31 de diciembre de 2024.Los costosEl impacto de estos estímulos tiene un doble impacto: en la balanza comercial (menor salida de divisas y mayor estabilidad en el precio del dólar) y en el resultado fiscal, por el mayor requerimiento de subsidios.

Las importaciones Gas Natural Licuado (GNL) totalizarán este año u$s 1096 millones y las de gas de Bolivia treparían a u$s 900 millones, por lo que el plan de abastecimiento gasífero costará u$s 2000 millones.A eso hay que sumarles los más de u$s 542 millones de combustibles líquidos que ya se compraron en el exterior durante el primer semestre.Entre enero y junio de 2021, las importaciones energéticas llegaron a u$s 1984,5 millones, con un déficit comercial en el sector de u$s 836 millones.Los subsidios, en tanto, cerrarían el año entre u$s 8500 millones (algo más de 2% del PBI) y u$s 10.000 millones (por encima de los 2,5% del PBI), según distintos consultores.