El Gobierno licitó los primeros 67 millones de metros cúbicos diarios del programa con el que espera estimular la producción del fluido en los próximos cuatro años. Cuáles son las principales virtudes y críticas de las que hablan en el sector.
Por JUAN MANUEL COMPTE
El 15 de diciembre, la Secretaría de Energía de la Nación adjudicó 67 millones de metros cúbicos (m3) diarios de gas. Fue el resultado de la primera licitación de su anunciado, y esperado, Plan Gas, la iniciativa con la que el Gobierno apuntó a descongelar la producción de ese fluido vital, paralizada desde la segunda mitad de 2019.
En este puntapié del programa, validó precios de u$s 2,40 a u$s 3,66 por millón de BTU, en función de las 20 ofertas que recibió. A través de la Resolución 391, la secretaría que encabeza el neuquino Darío Martínez pretende cubrir, inicialmente, una demanda de 70 millones de m3, destinada a la distribuidoras de gas de todo el país, y a las centrales de generación eléctrica, a través de Cammesa, la empresa mixta que administra el mercado mayorista eléctrico.
Otro de los objetivos del Plan de Promoción de la Producción del Gas Natural Argentino-Esquema de Oferta y Demanda 2020-2024 –tal cual su denominación completa– es licitar un volumen adicional por cada uno de los períodos invernales, cuando se registran los picos de demanda del fluido.
El plan entró formalmente en vigencia el 1º de enero. Con él, el Gobierno busca llevar la producción de gas a 30.000 millones de m3 en cuatro años, generar un ahorro fiscal de u$s 2500 millones y evitar la salida de divisas por u$s 9200 millones, según datos oficiales. Martínez lo celebró como un “punto de partida para un proceso de inversiones”, que “permitirá ponerle fin al declino de la producción de gas en el país y a la parálisis de la actividad”. Atribuyó esto último a la “política contradictoria y errática del Gobierno anterior”.
Precisamente, una de las cosas que más valoran las empresas productoras es que rompe con la lógica de un mercado spot, innovación de la política energética de la Administración Macri y que, si bien había bajado los precios, en un país como la Argentina, de escasas –o nulas– señales de mediano largo plazo, también desincentivó la producción.
“Hasta ahora, había un incentivo a la oferta, que no se balanceaba con la demanda existente y eso provocó un mercado sobre-ofertado, cuyos valores, hoy, no estimulaban la producción, por la falta de condiciones de mediano y largo plazo”, resumió Santiago Martínez Tanoira, vicepresidente de Gas y Energía de YPF, durante una participación en un webinar del sitio especializado Econojournal.
La petrolera controlada por el Estado Nacional fue la mayor ganadora de la primera licitación, con 20,9 millones de m3 diarios asignados, que aportará de sus operaciones no convencionales en Vaca Muerta. Recibirá un precio de u$s 3,66 por millón de BTU. Comprometió inversiones por u$s 1800 millones en tres años.
Para Martínez Tanoria, el Plan Gas fue una señal “muy buena, necesaria”. “La producción de gas, prácticamente, se había paralizado. En 2018, había alrededor de 350 pozos perforados; ahora, teníamos unos 20. Claramente, había un parate y eso tenía que ver con las señales de precio que había”, explicó. “Lograr una visión de cuatro años, de contratos que den previsibilidad, saliendo de una situación puntual de ofertas mensuales, en un negocio que, claramente, necesita inversión de largo plazo, es una muy buena medida”, ponderó.
“Esto cambió radicalmente nuestra visión con respecto al negocio. Con los niveles de precio y visión de largo plazo, nuestra intención, claramente, es volver al negocio del gas”, remarcó.
El ejecutivo compartió panel –en rigor de verdad, pantalla– con Ricardo Markous, director general de Desarrollo de Negocios, Gas & Power y Comercialización de Tecpetrol. La petrolera de Techint comprometió desembolsos por u$s 1500 millones a cinco años. Fue el segundo mayor oferente y se adjudicó 9,94 millones de m3 diarios, u$s 3,65 por millón de BTU. Uno de los principales puntos a destrabar previo al lanzamiento del programa fue, precisamente, el conflicto entre la empresa con el Estado nacional: la petrolera resignó u$s 450 millones de los u$s 1400 millones reclamados en la Justicia por el incumplimiento del anterior programa de estímulo, la célebre Resolución 46.
Ese anterior programa había detonado la inversión de u$s 2300 millones de Tecpetrol en Fortín de Piedra, yacimiento de Vaca Muerta que, entre 2017 y 2019, creció de, prácticamente, cero a 17,5 millones de m3 de gas producidos por día.
“Fue el programa que demostró que Vaca Muerta, en gas, tiene un recurso abundante, que se puede producir”, señaló Markous. Para el ejecutivo, el nuevo Plan Gas es positivo. Uno de sus aciertos, entiende, es haber combinado la demanda residencial con la eléctrica. “Tener un bloque en firme genera previsibilidad para producir durante todo el año”, explicó. “El Plan Gas va a tener éxito. El primer año, dejará de caer la producción. Se revertirá e, incluso, crecerá”, vaticinó.
El temor –cada vez, más justificado– al déficit de abastecimiento en el próximo invierno fue un disparador del programa. “El Gobierno visualizó que, si seguíamos así, se iba a pasar muy rápido de un mercado sobre-ofertado a uno desabastecido”, admite un operador. “Era necesario hacer algo con el mercado del gas”, reconoció, en el mismo evento, Rodolfo Freyre, vicepresidente de Gas, Energía y Desarrollo Comercial de Pan American Energy.
“Estábamos con una declinación del 12% en los últimos 12 meses. De seguir así, nos llevaría a tener una situación muy complicada, con necesidades de importación, en 2021”, explicó.
PAE recibió 8,4 millones de m3, a valores de u$s 3,49 a u$s 3,59 por millón de BTU. Los abastecerá desde sus operaciones en las cuencas del Golfo y Austral. Para Freyre, la integración de demanda residencial y eléctrica en un único bloque también es un aspecto positivo del plan.
“Son 70 millones de m3 diarios. Es un bloque atractivo”, refirió. Otros puntos atractivos, agregó, son la discriminación de de realidades por región geográfica, la diferenciación de precios entre invierno y verano, y la incorporación de las exportaciones.
Para Emilio Nadra, vicepresidente comercial de Compañía General de Combustibles (CGC), el Plan Gas plantea dos grandes desafíos. El primero, que cada cuenca pueda completar el abastecimiento desde donde tiene el transporte hacia su zona de recepción y eso atiende las necesidades por cuenca. El segundo, al que calificó como “aprendizaje” de los programas previos, es que apunta a ser racional en términos de costo fiscal pero, también, efectivo en la producción. Ponderó, también, la salida del mercado spot para tener estabilidad de precios. “El gas es un sistema de contratos. Contractualizarlo y dar previsibilidad es esencial”, afirmó.
“Este plan era necesario”, coincide Javier Cao, responsable de Inteligencia Comercial de la consultora Abeceb. “Era muy riesgoso mantener sin ajuste los precios del gas. Se corría el riesgo de que, si esto continuaba, hubiera una caída importante de la producción, que impactaría primero en mayores importaciones y, más adelante, desabastecimiento”, agrega.
El Gobierno, explica, necesitaba estimular la producción y recuperar el precio promedio pagado a los productores. “El primer efecto de eso es que alguien tendrá que pagarlo. El último precio abonado el año pasado fue de u$s 2,40 el millón de BTU. Esta licitación convalidó precios de u$s 3,55. Alguien tendrá que cubrir esa diferencia”, apunta. Según Abeceb, con un aumento de tarifas que no llegue a cubrir ese spread, el Plan Gas tendrá un costo anual de u$s 1200 millones. “Es un llamado de atención: esto no es gratis”, dice Cao.
El otro punto flojo, observa, es que las empresas sólo están obligadas a sostener la producción en las cuencas a las que ingresaron. “No están obligadas a un desarrollo a gran escala. Tampoco tienen incentivo para hacerlo. Como lo comprometido es un número fijo, cada vez que pasan ese valor, vuelven a cobrar el precio que pagaba la demanda, muy por debajo de esos u$s 3,55”, se explaya.
“A las empresas, les convenía entrar. Se comprometieron a sostener la producción y no hay mucho incentivo para crecer más que eso. El Plan Gas estabilizará la producción. Levantará inversiones. Pero no con el impulso que tuvo, por ejemplo, cuando explotó Fortín de Piedra”, contrasta.
Para el abogado Pablo Rueda, socio de Martínez de Hoz & Rueda, un aspecto negativo es que, frente una devaluación, el Estado asumirá la diferencia entre tarifas residenciales (en pesos) y el precio que las distribuidoras le pagarán a los productores (en dólares). Recuerda que, en iniciativas anteriores -Plan Gas 1, Resolución 46-, hubo incumplimientos, sin distinción de gobiernos. En sentido opuesto, pondera la segmentación de precios definida en función de cada zona.
No obstante, considera: «El mayor potencial del Plan Gas 4 es que, a diferencia de sus antecesores, tiene elementos que estimulan la contractualización a mediano plazo entre la demanda residencial y los productores domésticos. Y, más importante aún, la contractualización de la producción local con la demanda interna industrial y la exportación».
Diego Calvetti, socio líder de Energía y Recursos Naturales de KPMG, también considera a la fijación de un sendero de precios la principal virtud del plan. «Por medio de la licitación de ofertas, de alguna manera, fue fijado por los propios productores. Es decir, responde a la expectativa de la oferta», apunta.
La Argentina, precisa, produce anualmente 144 millones de m3 diarios de gas. De ese total, 50 millones lo aportan los no convencionales. El Plan Gas, sigue, implica 70 millones, más el gas adicional de invierno. «Es decir, también tiene en consideración una expectativa de crecimiento en cuanto al desarrollo de los no convencionales», señala.
El 67% del programa se asignó a la Cuenca Neuquina (Vaca Muerta); el 28%, a la Austral; y el resto, a la Noreste. «Los incentivos están enfocados en el desarrollo de la Cuenca Marina Austral y Vaca Muerta. En esta focalización, también contribuye el hecho de que los objetivos de cumplimiento y los volúmenes se fijen por cuenca, sin posibilidad de que una empresa compense entre la producción de una u otra para alcanzar la inyección comprometida», analiza.
Otro beneficio, dice, es que la base considerada para evaluar el cumplimiento de la curva de producción comprometida por los productores es el promedio mayo-junio-julio de 2020. «Por las particularidades de ese año, no es un piso altamente desafiante», considera.
«Otro aspecto positivo es el horizonte temporal, inicialmente, de tres años, renovables en forma anual para los proyectos on-shore, ampliable por cinco años para los off-shore. Despeja dudas en términos financieros y establece mecanismos acelerados para cobrar anticipadamente una porción del volumen inyectado, que era una cuestión que había surgido en anteriores planes de incentivo a la inyección de gas, donde los plazos entre inyección y efectivo cobro podían demorar un tiempo demasiado prolongado», agrega Calvetti.
«En términos legales, establece un mecanismo para evitar que pueda suceder el ‘limbo de la 1053’, estableciendo que el Estado Nacional se compromete a crear un sistema de garantía para respaldar el pago del diferencial entre el precio ofertado y del cuadro tarifario (algo todavía pendiente de reglamentar) y, también, reduce una potencial litigiosidad en regalías provinciales, al establecer cómo distribuir el subsidio entre las provincias y los productores», continúa. «En los planes anteriores, eso generó conflictos entre las partes», subraya.
«¿Por qué el Plan Gas sería un mal programa para el desarrollo de Vaca Muerta?», se le preguntó. «No percibo aspectos negativos o que, claramente, puedan percibirse como que sea un mal programa. Sí hay una clara expectativa para ver el funcionamiento del plan, y eso se percibió, también, en el bajo volumen ofertado para la inyección adicional de invierno», responde.
«Además, hay ciertas cuestiones de las que aún no hay certezas o que han quedado libradas a la ‘regulación de la autoridad de aplicación'», señala. Ejemplifica con el precio de traslado a la demanda, del que, eventualmente, podría hacerse cargo el Estado Nacional. «También, es llamativo que, si el productor cumple con su compromiso de inyección, vea limitada su capacidad de exportación (11 millones de m3, en firme). Esto, en el mediano plazo, puede generar una limitante para el desarrollo, ya que Vaca Muerta, para asegurar su futuro, necesita orientarse al mercado exportador», observa.
«En el corto plazo, este plan acciona las palancas adecuadas para movilizar la inversión. Pero, en el mediano o largo, se necesitará una mayor orientación exportadora, que garantice un flujo de inversiones que maximice el potencial, tanto de Vaca Muerta como de Cuenta Marina Austral», concluye.