“Tener la ley de GNL sancionada significaría que nos hemos puesto de acuerdo”

Griselda Lambertini es abogada, Magister en Energía de la UBA, ex directora del ENARGAS y directora académica del CEARE. En este reportaje, analiza en detalle las potencialidades exportadoras de la Argentina en materia de energía de fuente “verde” y de GNL. Señala el esfuerzo argentino en el escenario internacional por incluir al gas natural como combustible de transición y desarrolla una crítica al proyecto de ley de promoción de las exportaciones de GNL, al tiempo que pondera las ventajas de la sanción de una ley que dará seguridad y previsibilidad a los inversores.

¿Cuáles son las barreras que enfrenta la Argentina en materia de exportaciones energéticas verdes?

Personalmente, a las “barreras” prefiero denominarlas “desafíos”, creo que es mucho más interesante porque nos permite señalar cuáles son las oportunidades. Y la primera de nuestras oportunidades, la que está desde siempre, es nuestro potencial de recursos energéticos. Es habitual que gobiernos, especialistas y empresas vinculadas a la energía resalten las potencialidades de los países de América latina en materia de recursos energéticos renovables, como lo hacen Chile, Uruguay, Paraguay, Bolivia, al tiempo de establecer su estrategia u hoja de ruta para el desarrollo del hidrógeno. Pero, sin lugar a dudas, el país que más se destaca por su potencialidad es la Argentina.

Cuando nos remitimos a las mediciones y a los estudios comparativos, la Argentina tiene los más altos factores de capacidad de energía eólica, incluso más que los Estados Unidos. Por ejemplo, el parque Manantiales Behr, que tiene YPF en Chubut, tiene factores de carga superiores al 60% y como sabemos, cuanto mayor es el factor de capacidad, menor es el costo de generación renovable, con un mayor rendimiento del capital. Como dato comparativo señalemos que en España, y según los datos de Red Eléctrica, el factor de carga medio de los parques eólicos es alrededor del 25%.

Tenemos un enorme potencial. Al respecto quiero señalar que hay un muy buen trabajo de Raúl Bertero publicado en Energía&Negocios, donde se muestra no sólo el caso de la potencialidad eólica de Argentina, sino también que la capacidad solar de Caucharí en Jujuy o de Olacapato en Salta, es superior al promedio de los parques solares de EE.UU.
Y esta potencialidad en materia de recursos energéticos cubre todo el territorio de norte a sur: en el norte tenemos sol y litio para baterías, en la Patagonia están los vientos, el shale y el gas natural off shore - para mencionar los recursos admitidos para la transición energética- y en el centro del país tenemos mucha biomasa y biogás para desarrollar.

En el CEARE estamos trabajando con los países de la Unión Europa, especialmente con Alemania, que no sólo están interesados en adquirir nuestro hidrógeno verde (H2V) y nuestro gas natural licuefaccionado (GNL), sino también en llevar adelante un diálogo para mejorar la producción y el uso del biogás y biometano en Argentina.

Ilustración 1 – Pilares de la transición energética en Europa en 2020: electrificación con renovables, eficiencia energética e hidrógeno de bajas emisiones. Fuente Mc. Kinsey

En ese marco ¿cuáles son los desafíos regulatorios?
Si miramos las regulaciones que vienen, empezando por Europa y siguiendo por Reino Unido, Australia y algunos países latinoamericanos también, lo que hoy es la red de gas, el mercado de gas natural y los corredores de GNV que se proyectan, van a incluir como posibilidad la inyección de gases verdes o de bajas emisiones como el H2V, pero antes aún está el biometano. Las redes europeas ya reciben biometano a través de los denominados “Green Gas Purchase Agreement”, por los cuales algunos grandes usuarios, como parte de sus programas de descarbonización, aceptan pagar una prima por tener un gas más verde. De hecho, la norma que establece las especificaciones de calidad del ENARGAS (NAG 602) está preparada desde 2019 para permitir la inyección de biometano en condiciones de equivalencia técnica con el gas natural y la inyección de biogás en redes aisladas.

Falta resolver algunos aspectos económicos, cómo se remunera, ya que el biometano tiene un mayor costo que el gas natural. Algo similar va a suceder con el H2V o el metano sintético. Pero vemos que las regulaciones de otros países ya están previendo como será el ingreso a la red. Lo que hasta ahora era la “Directiva de los Mercados Interiores de Gas Natural de la Unión Europea” pasará a llamarse la “Directiva de los Mercados Interiores de Gas Natural, Gases Renovables e Hidrógeno”. En Australia, se han definido nuevos gases primarios (gas natural, biometano, hidrógeno, metano sintético) y sus mezclas, como “gases cubiertos” por la Ley Nacional del Gas, a la par que se introduce la figura del servicio de “blending” o mezcla.

Como señalamos, en nuestro sistema público de transporte y distribución de gas por redes, el biometano, si cumple con la NAG 602 no tendrá ningún inconveniente en incorporarse al sistema en alta, media o baja presión. No hace falta ningún estudio extraordinario, se trata de un gas equivalente, un gas intercambiable.

Ilustración 2 – Localización del potencial energético
de Argentina. Fuente: Agora (2023).

Con el H2V es distinto, requiere de muchísimos estudios. Entre los principales aspectos a evaluar están las cuestiones metalográficas, la corrosión y la fragilización de los materiales de los ductos.
La literatura especializada indica, además, que para los usos finales, las mezclas con H2 tienen límites. Si se destina al GNC, el límite de mezcla se limitaría a 2%, en cambio, en uso doméstico podríamos llegar al 10% o incluso más.

Tal como sugiere un estudio realizado en 2022 por el CEARE y financiado por el Programa de Naciones Unidas para el Medio Ambiente, para la financiación de los mayores costos que pudieren derivarse de la mezcla de hidrógeno en la corriente de gas natural, debería estudiarse la posibilidad de crear un mercado voluntario de cuotas de gas verde, que aplique el concepto de “mezcla virtual” y permita la emisión de bonos o certificados verdes comercializables.

En Argentina tenemos abundantes recursos, pero Europa carece de los mismos y tiene un altísimo déficit energético, nuestra forma de pensar tiene una gran influencia europea ¿esa influencia no podría confundir a los planificadores locales?

No veo contradicción. Si bien es cierta parte de la afirmación, Europa -como todos los países que planifican- desarrollan sus políticas energéticas con un sentido estratégico y geopolítico. Aún antes de la urgencia del cambio climático, los países que carecen de recursos hidrocarburíferos señalaban que “ahora todo tiene que ser verde, porque tenemos que vender tecnología verde y no vamos a permitir que entre nada que no sea verde…”.
Pero a esta altura, la cuestión del clima es difícil de negar. Las teorías negacionistas son tentadoras, pero hay evidencias todos los días sobre catástrofes climáticas, sequías, inundaciones… No obstante, no sabemos cuánto podemos mitigar esta situación con nuestro aporte, pero no hacer nada o no intentarlo, no es el camino indicado. Y la geopolítica siempre estará…

También nosotros podemos pensar geoestratégicamente. Y aquí es donde veo nuestra segunda gran oportunidad: el rol de Argentina en la transición energética global. Los acuerdos del clima son globales, nos vienen mensajes similares desde Estados Unidos (gestión Biden), aunque ellos no necesitan, como sí Europa, nuestras exportaciones de energía. Recordemos que desde 2020, con la publicación de la Estrategia Europea de H2V quedó planteada la meta de que a 2030 esos países producirían 10 millones de toneladas de hidrógeno verde, pero que importarían la misma cantidad de “países asociados”. Todo esto viene con retraso, es a muy largo plazo, porque descarbonizar con H2V es carísimo, pero debemos prepararnos.

En mayo de 2022 Europa anunció otro paquete de medidas en el marco de una estrategia que se denomina REPowerEU (un plan de la Comisión Europea que tiene como objetivo reducir rápidamente la dependencia de los combustibles fósiles rusos) y que enfoca abiertamente en la seguridad energética. La transición queda de base, pero se prioriza la seguridad energética, por lo que Europa sale al mundo a buscar el gas natural que antes le llegaba, aunque con bajo perfil, desde Rusia.

¿Qué pasa con la transición? ¿Qué rol juega el gas natural?

Bueno, creo que en Argentina nunca dudamos de que el gas natural sería uno de los recursos para la transición energética, sustituyendo derivados del petróleo y carbón. De hecho, creo que Argentina tuvo un rol clave en imponer el concepto de “transiciones energéticas” en plural, haciendo alusión a que cada país debe diseñar su propia matriz de transición. En el mundo occidental esto no estaba tan claro hasta que se puso en riesgo la seguridad energética como consecuencia del conflicto bélico.

Sin embargo, desde el 17 de julio, según me dicen, tenemos un memorándum de entendimiento sobre energía firmado con la UE. No vi un ejemplar firmado, pero se trataría de un memorándum bilateral entre Argentina y la UE, muy interesante, de pocas palabras, pero que define como áreas de cooperación el hidrógeno y sus derivados, las energías renovables, la eficiencia energética, el gas natural y el GNL. Un memorándum abre puertas, sobre todo para mecanismos de cooperación internacional. Es un paraguas para obtener financiación para proyectos pilotos o para que los gobiernos respalden las transacciones entre privados.

Recientemente tuvimos una visita poco común: Ursula von der Leyen, presidenta (hoy saliente) de la Comisión Europea. Ella participó de un foro organizado por la Delegación de la UE en Argentina y a mí me tocó moderar el panel de energía. Úrsula se refirió a algo así como un “reencuentro entre viejos amigos”. Y es cierto que tenemos una cultura común con el Viejo Continente. En el mismo sentido, tuve oportunidad de participar del Foro Global de Hidrógeno Verde en Bariloche y ahí la Directora de Política Energética para la Comisión de la Unión Europea, Cristina Lobillo Borrero, expresó claramente el interés europeo en asociarse con Argentina en materia energética. Fue en Bariloche, entiendo, donde Cristina Lobillo y Flavia Royón terminaron de delinear el texto del acuerdo que mencioné y que aún no vi formalmente publicado.
Igualmente, la parte europea siempre intenta no referirse públicamente al gas natural.

¿Por qué?

En materia de descarbonización (o mejor, desfosilización, porque se propone seguir usando carbono de otras fuentes) había un tabú en torno al gas. Ahí está el mérito de la Argentina -cuando fuimos sede del G20- en haber insistido en el concepto de transiciones energéticas.

Muchos países se han plegado, pero creo que fue una impronta argentina para que cada uno decida hacer el cambio de su matriz y de contribuir a combatir el cambio climático con lo que tiene y lo que puede.

Esto incluye el concepto de transición energética justa, donde cada país usará los recursos que tiene y adecuando a su matriz productiva, fuentes de empleo y asequibilidad de la energía, todo eso entra en transición energética justa y Argentina definió hace rato que el gas natural es su combustible de transición.

Que ya la hizo en gas natural pero está tratando de ofrecerla si relevamos algunos desafíos/barreras para los vecinos de la región -donde ya tenemos infraestructura- y para el mundo.

Creo que Europa ofrece una oportunidad, no sé si en algún momento nos vendieron un concepto de los verde y el gas quedaba en suspenso, pero lo verde hoy es una oportunidad para nosotros, exportar vientos de la Patagonia transformados en subproductos de hidrógeno verde y exportar GNL que no o necesitamos hoy para nuestro desarrollo directamente, pero ese aumento de la producción y las grandes exportaciones pueden contribuir al pleno abastecimiento interno y a al precio que otorga la escala.

¿Qué pasa con el GNL?

Ya se ha dicho hasta el cansancio que los recursos de la Argentina son en extremo abundantes. En el caso del gas natural, seguimos con la traba el costo de capital, como barrera y eventualmente la competencia con transporte, porque esa es la diferencia con Estados Unidos, que tiene sus mercados más cercanos y no tiene problemas de financiamiento. Pero todo lo que se ha logrado en Vaca Muerta demuestra que somos ampliamente competitivos

¿Qué volumen puede colocar la Argentina en el mercado internacional?

Tenemos un proyecto que es el más conocido, el de YPF con Petronas, y que propone algunos números. En total aspira a producir unos 25 millones de toneladas de GNL al año. El mundo está comercializando hoy unas 390 millones de toneladas (dato de 2022 publicado por GIIGNL). El gas natural necesario sería de unos 110 MMm3/d destinados a ese proyecto de exportación, según estima YPF, mientras que el mercado interno está demandando 130 MMm3/d. Expresado en trillones de pie cúbicos, el proyecto consumiría 35 TCF, con el respaldo de los más de 300 TCF de Vaca Muerta.

¿Cree que la geopolítica toleraría un desembarco argentino de esa magnitud?

Creo que no sólo lo toleraría, sino que el mundo está clamando desde hace tiempo, incluso cuando no teníamos posibilidades de cumplir con nuestras necesidades primarias, porque no teníamos el GNPK y no había forma de exportar con un alto déficit en el sistema durante los picos de demanda invernales. Pensar en exportar era una quimera.

Dicen que Estados Unidos habría tenido interés en el conflicto de Rusia con Ucrania para poder exportar su GNL. No lo creo. Estados Unidos suplió todo lo que pudo de ese gas, pero también hizo gestiones en Argentina e incluso en Venezuela para buscar refuerzos para el suministro a Europa. Creo que tanto Estados Unidos como Europa entienden conveniente una alianza con la Argentina para complementar su consumo antes que dejar todo en manos del Oriente.

El memorándum de energía entre la UE y Argentina –todos los países europeos mirando a la Argentina- tiene apenas cinco páginas y los párrafos más importantes son sobre GNL. Dice, en pocas palabras: “queremos que Argentina nos proporcione un suministro estable de GNL, a precios de mercado y conforme a criterios de sostenibilidad ambiental”. Propone aplicar el estándar UN Oil and Gas Methane Partnership 2.0 para medir e informar las emisiones de metano a lo largo de toda la cadena de suministro. Por otra parte, el desarrollo de todas estas medidas de control de emisiones fugitivas es lo que permite sostener la viabilidad del gas natural como combustible de transición.

Para contestar a la pregunta, creo que no solo el mundo aceptaría un desembarco argentino, sino que está deseando que Argentina haga su parte, su tarea y de eso se trata el proyecto de ley de GNL.

¿Esas fugas incluyen el resto de las instalaciones del sistema o sólo a las instalaciones de producción transporte y licuefacción dedicadas?

En toda la cadena se está trabajando, en eso los productores entiendo que son muy conscientes. Desde la regulación yo pediría que se extienda a todo el sistema del mercado interno para reducir todas las emisiones del sistema, considerando que el mercado externo que viene a buscar nuestra producción lo va a exigir también.
No solo para el metano, sino para cualquier producto de exportación, deberemos atender a la huella de emisiones.

En los próximos años Europa comenzará a aplicar el CBAM (Carbon Border Adjustment Mechanism), un impuesto en frontera que penalizará las emisiones de carbono de los productos importados de países extra-europeos. Esto se hace para evitar la “fuga de carbono”; es decir, que ante restricciones a las emisiones de carbono en el mercado europeo, las empresas vayan a instalarse en lugares donde no aplican normativas tan estrictas y luego importo el producto. El valor de ese impuesto estará dado por la cantidad de emisiones del producto y el nivel de la penalización en origen.

¿El proyecto de ley de GNL compatibiliza las demandas del mercado internacional con las necesidades internas?

El proyecto de ley tiene algunas cuestiones objetables y muchas opinables. Ojalá que se reúna la Comisión y se pueda terminar de limar algunas asperezas, sobre todo con las provincias y lo relativo a los impuestos coparticipables. Hay un beneficio impositivo que llama poderosamente la atención: la reducción de la alícuota del impuesto a las ganancias del 35 al 30%. Es inexplicable, como cualquier otro negocio, si ganó ¿por qué le voy a decir que aporte menos?

¿Qué otros puntos considera conflictivos?

Me resulta un tanto violento consagrar en la normativa –al menos le cambiaria la redacción– esto de “nuestros problemas cambiarios” y “nuestra gran inestabilidad”. Quiero decir: ¿podríamos escribirlo de modo que sea para la excepción, pensando que en los próximos 30 años -que es lo que se propone que dure el régimen de promoción- tendremos años de normalidad cambiaria?
De todos modos, considero que deberíamos hacer prevalecer el criterio por el cual la ley y el derecho son instrumentos de las políticas públicas: ¿estamos de acuerdo los argentinos, oficialistas y opositores, de hoy y los de mañana, en que queremos exportar GNL?
Y si estamos de acuerdo y los inversores están pidiendo un marco -que, atención, es condición necesaria pero no suficiente- no hay que tenerle miedo a la ley, si la ley está bien pensada y cuidada en su espíritu.

Si queremos exportar y mostrar que hay una política pública seria en materia de exportación de gas y esto está en todas las plataformas y la ley es un instrumento que va a ayudar a ello, limemos lo que falta sin chicanas de ambas partes para llegar a un buen proyecto.

¿Está de acuerdo con el porcentaje de contenido nacional?

Estoy de acuerdo con que haya un requisito de contenido nacional, pero no sé si el mínimo requerido es correcto. No tengo ese conocimiento técnico, espero que haya opiniones técnicas bien fundadas que puedan decirlo, ojalá que se discuta a fondo y que haya aportes serios.

En el proyecto de ley de hidrógeno, el contenido nacional que se le exige al H2V es muy alto, porque no tendremos electrolizadores nacionales por algún tiempo, ni siquiera todos los insumos que requiere la instalación de enormes parques eólicos. Es probable que el porcentaje de contenido nacional sea en ese caso una barrera para el despegue del mercado del H2V. En el sector hidrocarburífero tenemos mucha experiencia y nos podrán decir los que saben si el porcentaje es adecuado.

¿La libre aplicación de divisas le parece una garantía regulatoria?

Como decía antes, me hace un poco de ruido que tengamos que aclarar que los inversores tendrán un monto de “libre aplicación” de hasta el 50% de las divisas obtenidas en las exportaciones vinculadas al proyecto para destinarlas al pago de pasivos comerciales y financieros con el exterior, o al pago de utilidades. Y ni siquiera es “libre disponibilidad”; es “libre aplicación” a los destinos autorizados por la ley. Ahora bien, que lo tenga que decir la ley y que ese “beneficio” va a durar 30 años, ¿qué lectura se hace? ¿no vamos a ser normales nunca? Me choca esa asunción de la situación de crisis permanente. Yo diría -aunque sea cosmético- “para el caso de que hubiesen restricciones en el mercado de cambios…” al menos enunciémoslo así. Porque además las restricciones generales no pueden ni van a durar treinta años, eso es seguro.

Por ahora, lo más valioso del proyecto es la parte regulatoria, se mete ahí una mirada novedosa de que la seguridad energética pasa por la exportación de gas natural, porque es esa gran demanda la que va a habilitar y la que va a bajar el precio ¿y qué tiene de novedoso? Tres tipos de autorizaciones firmes de exportación: es decir que por ley -instrumento máximo- se están modificando distintas resoluciones que tímidamente volvían a abrir nuestros mercados para exportación -algo apareció con el Plan Gas- pero ahora por ley se habilitan tres tipos de permisos firmes.

El más ambicioso pasa por exportar GNL los 365 días del año, en base firme por 30 años. Se puede pedir el permiso siempre y cuando cuentes con yacimientos dedicados y construyas tu propio gasoducto, de modo que no interfieras en la capacidad de transporte del servicio público, y que tengas aseguradas las reservas. No se necesita presentar el contrato de compra del GNL.

Aún así, hay alguna concesión al abastecimiento interno, la SE puede con 180 días de anticipación, antes de que empiece cada año, pedirle el 10% del gas del proyecto para los meses de invierno, que como las magnitudes son importantes, ese 10% debería ser suficiente.

Algunos cálculos indican que aun terminando el segundo tramo del GNPK, en los inviernos habrá picos de demanda que deberán requerir o GNL en Escobar o líquidos.
El sistema está diseñado desde los ’90 para que haya una sustitución de combustibles en los picos. Resolver el abastecimiento del invierno debería ser una cuestión de eficiencia, un cálculo en el que interviene el costo de los sustitutos o del GNL importado y los costos de infraestructura. Incluso -a la gente de los hidrocarburos no les gusta- para generación de electricidad podríamos introducir algo más de eólica y solar, que ya son tecnologías asequibles, para desfosilizar un poco más la matriz eléctrica.

¿Cree que se eliminarán los líquidos?

En el plan de transición energética a 2030 que acaba de publicar la Secretaría de Energía se sustituyen los líquidos y se impulsan las renovables. Tendremos abundante gas para calefacción. Europa, con su escasez de gas natural propio, está luchando con las bombas de calor eléctricas, pero a la gente le cuesta mucho aceptarlas porque su rendimiento es energéticamente inferior al gas natural.

¿Los aspectos positivos entonces de la Ley cuáles son?

El gran mérito del proyecto de Ley es instalar las garantías regulatorias: permisos firmes, el primer caso lo mencionamos; el segundo caso, no tiene gasoducto dedicado y utiliza la capacidad de transporte existente, es un permiso que se otorga por 30 años, pero excluye el invierno, es solo para los meses de enero a mayo y de septiembre a diciembre, siempre acreditando que no afecta el transporte interno. La tercera modalidad es firme pero para un permiso individual, por cargamento, previo ofrecimiento al mercado interno mediante el procedimiento que establezca la reglamentación.

Estos tres son los mecanismos de exportaciones firmes previstos en la ley, que contemplan en todos los casos el abastecimiento interno. Además, está la condición anunciada de que la SE puede pedir el 10% para los meses de invierno, con 180 días de antelación al inicio de cada año. El pedido de la SE no se aplica al transporte del gasoducto dedicado. En la segunda clase de permisos, le pueden pedir gas y transporte. En esos casos, el gas y el transporte podrán tomarlos prioritariamente ENARSA y luego CAMMESA, que pagarían precios no inferiores a los que iba a recibir el titular del proyecto de GNL. Estas soluciones o propuestas regulatorias me parecen valiosas.

¿Dónde se toma el precio export parity? ¿En boca de pozo o FOB?

El precio es libre y lo fija el mercado. Habrá un precio internacional de GNL que finalmente determinará el precio de “cuenca” a partir de un net back. Quien hace el proyecto de exportación entiendo que trabaja con ciertos supuestos como un precio de gas natural a 3,5 USD/MMBTU, un transporte por gasoducto de 1 USD/MMBTU, el costo de licuefacción de 5/6 USD MM/BTU, el flete internacional y la regasificación en destino… la rentabilidad estará en el margen que deje el precio de GNL que nosotros no determinamos y que sabemos que es volátil.

¿Dónde están las apuestas al precio que hace el proyecto de ley?

En los derechos de retención. Esta ley fija las retenciones. Los más liberales se mofan del proyecto diciendo “ah! les van a aplicar retenciones”. No obstante, para mí, por el contrario, otorga certezas al respecto, le da previsibilidad al proyecto, es una seguridad para el inversor que sabe cómo hacer sus cuentas. Esas retenciones están escaladas por precio y eso es una ventaja para todos porque además, si hay una escalada de precios internacionales, el estado argentino participa de esas renta extraordinaria.
Si el precio FOB del GNL es inferior a US$ 15 el millón de BTU, no se pagan retenciones; entre US$ 15 y US$ 20, se aplica una fórmula que arroja una alícuota variable que va del 0, 1 al 8%, por lo que 8 será el máximo a partir de US$ 20. Esto es certidumbre y ventajas para todas las partes.

¿Son suficientes estas garantías regulatorias?

Entiendo que sí y que son muy positivas. Se prevé, además, una garantía general de estabilidad regulatoria de los proyectos aprobados.

Recordemos la crisis con Chile por la suspensión de las exportaciones de gas natural a partir de 2004. Es cierto que Argentina hizo valer la prioridad de abastecimiento interno consagrada por ley y que aplicaban las leyes nacionales, tal como se indicaba en los acuerdos internacionales. Sin embargo, es innegable la herida a la integración regional, porque la discusión planteada era: la prioridad de abastecimiento interno ¿se juzga en el momento de otorgar el permiso o todo el tiempo? Una vez otorgado el permiso ¿qué pasaba? Este proyecto de ley viene a zanjar de antemano situaciones como esa, ese vacío regulatorio, que en su oportunidad motivaron arbitrajes internacionales.

El proyecto otorga estabilidad regulatoria a los proyectos aprobados, tanto en materia de normas técnicas (calidad seguridad ambiente). Los contratos de exportaciones —que son libremente negociados entre las partes- y cualquier cambio en el régimen de exportaciones no afectarán a las autorizaciones ya otorgadas. Esto lo necesitábamos y son méritos del proyecto.

Lo necesitaba Petronas, pero tenemos un TBI con malasia… Sabemos que los arbitrajes en general no favorecieron a la Argentina. El inversor está protegido, pero invierte conforme a reglas argentinas. Y acá estamos discutiendo esa regla. Si nosotros nos ponemos de acuerdo en que estas reglas son buenas (ojalá que se reúna la Comisión y ojalá que se salga la ley a pesar de estar en periodo electoral), no habría problema con los TBI.

Pienso que para cualquier gestión futura será bueno tener la ley sancionada, significa que la actividad no estará signada por un vaivén político circunstancial.
Otra cuestión que suena rara y que consagra nuestras anomalías, pero bueno si son necesarias, no seamos hipócritas, si necesitamos escribirlo para creerlo- son las garantías de transporte y suministro que garantizan que no se producirán interrupciones o los llamados “redireccionamientos”… no está bueno decirlo, como las cuestiones cambiarias pero, en fin, si es necesario decirlo para creerlo escribámoslo en la ley.

¿Cree que saldrá la ley?

La ley es buena más allá de las críticas que he señalado. Es una ley que hay que discutir con seriedad, rápidamente y sin chicanas políticas, aportando al futuro de las políticas públicas que tenemos en común todos los sectores. Creo que las exportaciones de Vaca Muerta hacen al interés de todos los argentinos y argentinas. Aún sancionándose la ley se corre el riesgo de que no se aplique. Los proyectos invitados al régimen plurianual de 30 años tienen un periodo de 5 años -más 1 año de posible prórroga- para presentarse, plazos arbitrarios si se quiere, pero supongo que es para alentar a que se aproveche la ventana de oportunidad del gas natural. Entonces, sale la ley pero se deben aprobar proyectos; de lo contrario, la ley queda extinta.