Escenario energético: nuevas promesas y las dudas de siempre

A uno de los primeros actos de la industria al que fueron en conjunto el ministro Sergio Massa y la secretaria de Energía, Flavia Royon, fue a la exposición AOYG que se desarrolló en la Ciudad de Neuquén, donde se destacó el rol de la industria del petróleo y del gas y se prometieron planes de incentivos, condiciones especiales, y un gasoducto que en los papeles puede llegar a estar terminado en julio de 2023 pero que, en realidad, hoy todavía deja muchas preguntas sin responder.

Además, el último jueves se presentó en sociedad “El Plan Gas 4 y 5 de Sustentabilidad Energética 2023 - 2028″, el cual implica nuevas licitaciones por volúmenes y precio del gas natural entre fines de septiembre y principios de octubre cercano a los USD 4 por millón de BTU, y USD 8 para el pico de demanda en el invierno, pagados en Argentina a precio del dólar oficial. Aquí se presenta uno de los problemas de siempre, se les está ofreciendo a las empresas productoras participar en una licitación, con precio tope, raro, y casi al mismo precio que la primera ronda, sin tener en cuenta los aumentos de insumos y las modificaciones que tuvieron las variables económicas en nuestro país.

En primer término, el actual Plan Gas.Ar (o “Plan Gas 4″) contemplará la posibilidad ¿voluntaria? de que las productoras opten por una prórroga en sus contratos de venta de gas ya suscriptos para la Cuenca Neuquina por un plazo de otros cuatro años (2024-2028). Además, para el caso de la producción convencional de las cuencas Austral y Golfo de San Jorge, las empresas también contarán con la opción de la extensión voluntaria de los volúmenes ya contractualizados.

Con esta “nueva” propuesta Massa espera que el Plan Gas 4 y la versión 5 generarán un ahorro de importaciones por USD 4.800 millones en 2023 y USD 28.900 millones hasta 2028; inversiones por USD 1.200 millones más que las previstas el año que viene y USD 7.000 millones en total a lo largo de los próximos 6 años; y otorgarán trabajo a 10.000 personas adicionales a las actuales, siempre en el caso que se puedan cumplir con los compromisos de ampliación de infraestructura.

Aún no se sabe cómo se definirá qué petrolera tendrá prioridad para capturar el negocio de unos 10 MMCD a Chile promedio durante todo el año. También, se pagaría por dos años un precio más alto a los productores que puedan sumar más gas desde cuencas maduras, aquí ya estamos hablando de Hidrocarburos Convencionales y Recuperación Terciaria.

También el ministro destacó que con este plan el Gobierno va a construir un sistema legal “para dar certezas” al sector, que viene pidiendo estabilidad tributaria y “reglas claras” para explotar masivamente la producción de gas, tender los gasoductos y construir plantas de licuefacción para exportar Gas Natural Licuado (GNL), aunque todavía no se conoce sobre qué esquema de financiamiento, mientras en Argentina, todos los precios energéticos y los entes reguladores se encuentran intervenidos.

De hecho, el actual subsecretario de Hidrocarburos y ex interventor del Enargas, manifestó que el valor máximo de este nuevo plan debía ubicarse en torno a los USD 2,50. Así incluso lo dejó por escrito en un informe reservado que envió a colaboradores de la vicepresidenta de la Nación, Cristina Fernández de Kirchner, en julio de 2021. Genera desconfianza en el sector que el mismo funcionario convalide ahora un precio todavía más alto para desarrollar pozos en Vaca Muerta que ofrecen productividades más significativas que las que tenían dos años atrás. Más aún que en el contexto internacional en el que los USD 4 elegidos como precio tope se contraponen con los valores que se pagan en EE.UU. y en Europa, donde el GNL llegó a superar los 70 dólares.

Garantía robusta

Una de las propuestas que está en estudio es ofrecer a los productores una garantía más robusta que la que incluía originalmente el Plan Gas.Ar. El objetivo es mitigar el riesgo de operar en una macroeconomía volátil e incierta. En esa clave, algunas empresas propusieron la creación de un fideicomiso que recaude parte de los fondos provenientes de las retenciones que pagan los productores por la exportación de petróleo y gas. Ese dinero se utilizaría para pagar la bonificación que corresponde a cada productor siempre y cuando el gobierno decida no trasladar el precio del gas a las tarifas, tal como sucedió en los últimos dos años.

En cuanto al capítulo de la exportación, por el momento una de las grandes apuestas de esta etapa es expandir el mercado de gas hacia Chile. Se aspira, en ese sentido, a autorizar ventas en el período estival de hasta 13 millones de metros cúbicos diarios (MMm3/d) de gas. Por eso, se prevé un nuevo esquema para asignar los permisos. Entre los criterios que se emplearán para definir el orden de prioridad figuran el volumen total de gas que aportará cada productor y la mejora de precio registrada en las rondas previas del Plan Gas.Ar.

Claramente esta condición favorece a YPF y a Tecpetrol, que son los dos mayores productores de la cuenca Neuquina y quienes ofertaron originalmente los precios más caros de gas por lo que tienen mayor margen para mejorar esos valores. Habrá que esperar a que se publiquen las normativas para conocer cómo se pone a toda la lista de operadores en la misma condición.

¿Cuál será el precio de venta de gas de los nuevos contratos?

La intención oficial es que para cada adjudicatario el precio tope sea el máximo entre sus propias ofertas para el volumen base en las dos rondas citadas. Es decir, un único precio para la totalidad del volumen de las dos rondas. No se considerará, la posibilidad de optar por extensiones parciales, ni en porcentaje del volumen de una ronda ni en una de las dos rondas del Plan Gas.Ar anterior.

En el medio de tanta incertidumbre respecto a la fecha de finalización exacta del gasoducto Néstor Kirchner, los productores plantearon la necesidad de establecer una cláusula de take or pay (tomar o pagar) por un 90% o 100% del volumen comprometido a fin de que el Estado les garantice que va a pagar por ese gas, aunque NO exista infraestructura para transportarlo. Es decir, no quieren arriesgarse a incrementar su producción y que si luego la finalización del gasoducto se demora no tengan a dónde inyectar ese gas.

Con todos estos anuncios, que aparentemente tendrían que calmar las aguas y el nerviosismo de las empresas energéticas, aún no se sabe a ciencia cierta si el Gasoducto Néstor Kirchner va estar finalizado en su primer etapa el año que viene, no se sabe si la Secretaría de Energía podrá llevar adelante la actual quita de subsidios a los consumidores y si se animará en un año electoral como el 2023 a efectuar otro ajuste, necesario para cumplir con las metas comprometidas por el ministro Massa en su última visita al FMI.

No se conoce cuál es la fuente de financiamiento y los tiempos de finalización de obra comprometidos en la tan anunciada asociación entre YPF y Petronas para construir una planta de licuefacción que permita exportar gas natural.

Y, lo más importante, hasta el momento no se han escuchado anuncios concretos de inversión para la industria, no solo necesarios para mantener la producción actual de No Convencionales, sino para incrementar esa producción a los efectos de llenar el Gasoducto Néstor Kirchner, abastecer de Gas Natural a Brasil y a Chile, abastecer la nueva y posible planta de licuefacción y cumplir, tema no menor con la demanda interna, apalancada por producción nacional, 14 mmcd provenientes de Bolivia y unos 14 mmcd abastecidos de la planta de regasificación de Escobar.

Muchas promesas, muchas dudas, y los mismos problemas de siempre.

SEGUIR LEYENDO: