El Gobierno licit\u00f3 los primeros 67 millones de metros c\u00fabicos diarios del programa con el que espera estimular la producci\u00f3n del fluido en los pr\u00f3ximos cuatro a\u00f1os. Cu\u00e1les son las principales virtudes y cr\u00edticas de las que hablan en el sector.<\/p>\n
Por\u00a0 JUAN MANUEL COMPTE<\/p>\n
El 15 de diciembre, la Secretar\u00eda de Energ\u00eda de la Naci\u00f3n adjudic\u00f3 67 millones de metros c\u00fabicos (m3) diarios de gas. Fue el resultado de la primera licitaci\u00f3n de su anunciado, y esperado, Plan Gas, la iniciativa con la que el Gobierno apunt\u00f3 a descongelar la producci\u00f3n de ese fluido vital, paralizada desde la segunda mitad de 2019.<\/p>\n
En este puntapi\u00e9 del programa, valid\u00f3 precios de u$s 2,40 a u$s 3,66 por mill\u00f3n de BTU, en funci\u00f3n de las 20 ofertas que recibi\u00f3. A trav\u00e9s de la Resoluci\u00f3n 391, la secretar\u00eda que encabeza el neuquino Dar\u00edo Mart\u00ednez pretende cubrir, inicialmente, una demanda de 70 millones de m3, destinada a la distribuidoras de gas de todo el pa\u00eds, y a las centrales de generaci\u00f3n el\u00e9ctrica, a trav\u00e9s de Cammesa, la empresa mixta que administra el mercado mayorista el\u00e9ctrico.<\/p>\n
Otro de los objetivos del Plan de Promoci\u00f3n de la Producci\u00f3n del Gas Natural Argentino-Esquema de Oferta y Demanda 2020-2024 \u2013tal cual su denominaci\u00f3n completa\u2013 es licitar un volumen adicional por cada uno de los per\u00edodos invernales, cuando se registran los picos de demanda del fluido.<\/p>\n
El plan entr\u00f3 formalmente en vigencia el 1\u00ba de enero. Con \u00e9l, el Gobierno busca llevar la producci\u00f3n de gas a 30.000 millones de m3 en cuatro a\u00f1os, generar un ahorro fiscal de u$s 2500 millones y evitar la salida de divisas por u$s 9200 millones, seg\u00fan datos oficiales. Mart\u00ednez lo celebr\u00f3 como un \u201cpunto de partida para un proceso de inversiones\u201d, que \u201cpermitir\u00e1 ponerle fin al declino de la producci\u00f3n de gas en el pa\u00eds y a la par\u00e1lisis de la actividad\u201d. Atribuy\u00f3 esto \u00faltimo a la \u201cpol\u00edtica contradictoria y err\u00e1tica del Gobierno anterior\u201d.<\/p>\n
Precisamente, una de las cosas que m\u00e1s valoran las empresas productoras es que rompe con la l\u00f3gica de un mercado spot, innovaci\u00f3n de la pol\u00edtica energ\u00e9tica de la Administraci\u00f3n Macri y que, si bien hab\u00eda bajado los precios, en un pa\u00eds como la Argentina, de escasas \u2013o nulas\u2013 se\u00f1ales de mediano largo plazo, tambi\u00e9n desincentiv\u00f3 la producci\u00f3n.<\/p>\n
\u201cHasta ahora, hab\u00eda un incentivo a la oferta, que no se balanceaba con la demanda existente y eso provoc\u00f3 un mercado sobre-ofertado, cuyos valores, hoy, no estimulaban la producci\u00f3n, por la falta de condiciones de mediano y largo plazo\u201d, resumi\u00f3 Santiago Mart\u00ednez Tanoira, vicepresidente de Gas y Energ\u00eda de YPF, durante una participaci\u00f3n en un webinar del sitio especializado Econojournal.<\/p>\n
La petrolera controlada por el Estado Nacional fue la mayor ganadora de la primera licitaci\u00f3n, con 20,9 millones de m3 diarios asignados, que aportar\u00e1 de sus operaciones no convencionales en Vaca Muerta. Recibir\u00e1 un precio de u$s 3,66 por mill\u00f3n de BTU. Comprometi\u00f3 inversiones por u$s 1800 millones en tres a\u00f1os.<\/p>\n
Para Mart\u00ednez Tanoria, el Plan Gas fue una se\u00f1al \u201cmuy buena, necesaria\u201d. \u201cLa producci\u00f3n de gas, pr\u00e1cticamente, se hab\u00eda paralizado. En 2018, hab\u00eda alrededor de 350 pozos perforados; ahora, ten\u00edamos unos 20. Claramente, hab\u00eda un parate y eso ten\u00eda que ver con las se\u00f1ales de precio que hab\u00eda\u201d, explic\u00f3. \u201cLograr una visi\u00f3n de cuatro a\u00f1os, de contratos que den previsibilidad, saliendo de una situaci\u00f3n puntual de ofertas mensuales, en un negocio que, claramente, necesita inversi\u00f3n de largo plazo, es una muy buena medida\u201d, ponder\u00f3.<\/p>\n
\u201cEsto cambi\u00f3 radicalmente nuestra visi\u00f3n con respecto al negocio. Con los niveles de precio y visi\u00f3n de largo plazo, nuestra intenci\u00f3n, claramente, es volver al negocio del gas\u201d, remarc\u00f3.<\/p>\n
El ejecutivo comparti\u00f3 panel \u2013en rigor de verdad, pantalla\u2013 con Ricardo Markous, director general de Desarrollo de Negocios, Gas & Power y Comercializaci\u00f3n de Tecpetrol. La petrolera de Techint comprometi\u00f3 desembolsos por u$s 1500 millones a cinco a\u00f1os. Fue el segundo mayor oferente y se adjudic\u00f3 9,94 millones de m3 diarios, u$s 3,65 por mill\u00f3n 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 resign\u00f3 u$s 450 millones de los u$s 1400 millones reclamados en la Justicia por el incumplimiento del anterior programa de est\u00edmulo, la c\u00e9lebre Resoluci\u00f3n 46.<\/p>\n
Ese anterior programa hab\u00eda detonado la inversi\u00f3n de u$s 2300 millones de Tecpetrol en Fort\u00edn de Piedra, yacimiento de Vaca Muerta que, entre 2017 y 2019, creci\u00f3 de, pr\u00e1cticamente, cero a 17,5 millones de m3 de gas producidos por d\u00eda.<\/p>\n
\u201cFue el programa que demostr\u00f3 que Vaca Muerta, en gas, tiene un recurso abundante, que se puede producir\u201d, se\u00f1al\u00f3 Markous. Para el ejecutivo, el nuevo Plan Gas es positivo. Uno de sus aciertos, entiende, es haber combinado la demanda residencial con la el\u00e9ctrica. \u201cTener un bloque en firme genera previsibilidad para producir durante todo el a\u00f1o\u201d, explic\u00f3. \u201cEl Plan Gas va a tener \u00e9xito. El primer a\u00f1o, dejar\u00e1 de caer la producci\u00f3n. Se revertir\u00e1 e, incluso, crecer\u00e1\u201d, vaticin\u00f3.<\/p>\n
El temor \u2013cada vez, m\u00e1s justificado\u2013 al d\u00e9ficit de abastecimiento en el pr\u00f3ximo invierno fue un disparador del programa. \u201cEl Gobierno visualiz\u00f3 que, si segu\u00edamos as\u00ed, se iba a pasar muy r\u00e1pido de un mercado sobre-ofertado a uno desabastecido\u201d, admite un operador. \u201cEra necesario hacer algo con el mercado del gas\u201d, reconoci\u00f3, en el mismo evento, Rodolfo Freyre, vicepresidente de Gas, Energ\u00eda y Desarrollo Comercial de Pan American Energy.<\/p>\n
\u201cEst\u00e1bamos con una declinaci\u00f3n del 12% en los \u00faltimos 12 meses. De seguir as\u00ed, nos llevar\u00eda a tener una situaci\u00f3n muy complicada, con necesidades de importaci\u00f3n, en 2021\u201d, explic\u00f3.<\/p>\n
PAE recibi\u00f3 8,4 millones de m3, a valores de u$s 3,49 a u$s 3,59 por mill\u00f3n de BTU. Los abastecer\u00e1 desde sus operaciones en las cuencas del Golfo y Austral. Para Freyre, la integraci\u00f3n de demanda residencial y el\u00e9ctrica en un \u00fanico bloque tambi\u00e9n es un aspecto positivo del plan.<\/p>\n
\u201cSon 70 millones de m3 diarios. Es un bloque atractivo\u201d, refiri\u00f3. Otros puntos atractivos, agreg\u00f3, son la discriminaci\u00f3n de de realidades por regi\u00f3n geogr\u00e1fica, la diferenciaci\u00f3n de precios entre invierno y verano, y la incorporaci\u00f3n de las exportaciones.<\/p>\n
Para Emilio Nadra, vicepresidente comercial de Compa\u00f1\u00eda General de Combustibles (CGC), el Plan Gas plantea dos grandes desaf\u00edos. El primero, que cada cuenca pueda completar el abastecimiento desde donde tiene el transporte hacia su zona de recepci\u00f3n y eso atiende las necesidades por cuenca.\u00a0 El segundo, al que calific\u00f3 como \u201caprendizaje\u201d de los programas previos, es que apunta a ser racional en t\u00e9rminos de costo fiscal pero, tambi\u00e9n, efectivo en la producci\u00f3n. Ponder\u00f3, tambi\u00e9n, la salida del mercado spot para tener estabilidad de precios. \u201cEl gas es un sistema de contratos. Contractualizarlo y dar previsibilidad es esencial\u201d, afirm\u00f3.<\/p>\n
\u201cEste plan era necesario\u201d, coincide Javier Cao, responsable de Inteligencia Comercial de la consultora Abeceb. \u201cEra muy riesgoso mantener sin ajuste los precios del gas. Se corr\u00eda el riesgo de que, si esto continuaba, hubiera una ca\u00edda importante de la producci\u00f3n, que impactar\u00eda primero en mayores importaciones y, m\u00e1s adelante, desabastecimiento\u201d, agrega.<\/p>\n
El Gobierno, explica, necesitaba estimular la producci\u00f3n y recuperar el precio promedio pagado a los productores. \u201cEl primer efecto de eso es que alguien tendr\u00e1 que pagarlo. El \u00faltimo precio abonado el a\u00f1o pasado fue de u$s 2,40 el mill\u00f3n de BTU. Esta licitaci\u00f3n convalid\u00f3 precios de u$s 3,55. Alguien tendr\u00e1 que cubrir esa diferencia\u201d, apunta. Seg\u00fan Abeceb, con un aumento de tarifas que no llegue a cubrir ese spread, el Plan Gas tendr\u00e1 un costo anual de u$s 1200 millones. \u201cEs un llamado de atenci\u00f3n: esto no es gratis\u201d, dice Cao.<\/p>\n
El otro punto flojo, observa, es que las empresas s\u00f3lo est\u00e1n obligadas a sostener la producci\u00f3n en las cuencas a las que ingresaron. \u201cNo est\u00e1n obligadas a un desarrollo a gran escala. Tampoco tienen incentivo para hacerlo. Como lo comprometido es un n\u00famero 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\u201d, se explaya.<\/p>\n
\u201cA las empresas, les conven\u00eda entrar. Se comprometieron a sostener la producci\u00f3n y no hay mucho incentivo para crecer m\u00e1s que eso. El Plan Gas estabilizar\u00e1 la producci\u00f3n. Levantar\u00e1 inversiones. Pero no con el impulso que tuvo, por ejemplo, cuando explot\u00f3 Fort\u00edn de Piedra\u201d, contrasta.<\/p>\n
Para el abogado Pablo Rueda, socio de Mart\u00ednez de Hoz & Rueda, un aspecto negativo es que, frente una devaluaci\u00f3n, el Estado asumir\u00e1 la diferencia entre tarifas residenciales (en pesos) y el precio que las distribuidoras le pagar\u00e1n a los productores (en d\u00f3lares). Recuerda que, en iniciativas anteriores -Plan Gas 1, Resoluci\u00f3n 46-, hubo incumplimientos, sin distinci\u00f3n de gobiernos. En sentido opuesto, pondera la segmentaci\u00f3n de precios definida en funci\u00f3n de cada zona.<\/p>\n
No obstante, considera: \u00abEl mayor potencial del Plan Gas 4 es que, a diferencia de sus antecesores, tiene elementos que estimulan la contractualizaci\u00f3n a mediano plazo entre la demanda residencial y los productores dom\u00e9sticos. Y, m\u00e1s importante a\u00fan, la contractualizaci\u00f3n de la producci\u00f3n local con la demanda interna industrial y la exportaci\u00f3n\u00bb.<\/p>\n
Diego Calvetti, socio l\u00edder de Energ\u00eda y Recursos Naturales de KPMG, tambi\u00e9n considera a la fijaci\u00f3n de un sendero de precios la principal virtud del plan. \u00abPor medio de la licitaci\u00f3n de ofertas, de alguna manera, fue fijado por los propios productores. Es decir, responde a la expectativa de la oferta\u00bb, apunta.<\/p>\n
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, m\u00e1s el gas adicional de invierno. \u00abEs decir, tambi\u00e9n tiene en consideraci\u00f3n una expectativa de crecimiento en cuanto al desarrollo de los no convencionales\u00bb, se\u00f1ala.<\/p>\n
El 67% del programa se asign\u00f3 a la Cuenca Neuquina (Vaca Muerta); el 28%, a la Austral; y el resto, a la Noreste. \u00abLos incentivos est\u00e1n enfocados en el desarrollo de la Cuenca Marina Austral y Vaca Muerta. En esta focalizaci\u00f3n, tambi\u00e9n contribuye el hecho de que los objetivos de cumplimiento y los vol\u00famenes se fijen por cuenca, sin posibilidad de que una empresa compense entre la producci\u00f3n de una u otra para alcanzar la inyecci\u00f3n comprometida\u00bb, analiza.<\/p>\n
Otro beneficio, dice, es que la base considerada para evaluar el cumplimiento de la curva de producci\u00f3n comprometida por los productores es el promedio mayo-junio-julio de 2020. \u00abPor las particularidades de ese a\u00f1o, no es un piso altamente desafiante\u00bb, considera.<\/p>\n
\u00abOtro aspecto positivo es el horizonte temporal, inicialmente, de tres a\u00f1os, renovables en forma anual para los proyectos on-shore, ampliable por cinco a\u00f1os para los off-shore. Despeja dudas en t\u00e9rminos financieros y establece mecanismos acelerados para cobrar anticipadamente una porci\u00f3n del volumen inyectado, que era una cuesti\u00f3n que hab\u00eda surgido en anteriores planes de incentivo a la inyecci\u00f3n de gas, donde los plazos entre inyecci\u00f3n y efectivo cobro pod\u00edan demorar un tiempo demasiado prolongado\u00bb, agrega Calvetti.<\/p>\n
\u00abEn t\u00e9rminos 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 garant\u00eda para respaldar el pago del diferencial entre el precio ofertado y del cuadro tarifario (algo todav\u00eda pendiente de reglamentar) y, tambi\u00e9n, reduce una potencial litigiosidad en regal\u00edas provinciales, al establecer c\u00f3mo distribuir el subsidio entre las provincias y los productores\u00bb, contin\u00faa. \u00abEn los planes anteriores, eso gener\u00f3 conflictos entre las partes\u00bb, subraya.<\/p>\n
\u00ab\u00bfPor qu\u00e9 el Plan Gas ser\u00eda un mal programa para el desarrollo de Vaca Muerta?\u00bb, se le pregunt\u00f3. \u00abNo percibo aspectos negativos o que, claramente, puedan percibirse como que sea un mal programa. S\u00ed hay una clara expectativa para ver el funcionamiento del plan, y eso se percibi\u00f3, tambi\u00e9n, en el bajo volumen ofertado para la inyecci\u00f3n adicional de invierno\u00bb, responde.<\/p>\n
\u00abAdem\u00e1s, hay ciertas cuestiones de las que a\u00fan no hay certezas o que han quedado libradas a la ‘regulaci\u00f3n de la autoridad de aplicaci\u00f3n'\u00bb, se\u00f1ala. Ejemplifica con el precio de traslado a la demanda, del que, eventualmente, podr\u00eda hacerse cargo el Estado Nacional. \u00abTambi\u00e9n, es llamativo que, si el productor cumple con su compromiso de inyecci\u00f3n, vea limitada su capacidad de exportaci\u00f3n (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\u00bb, observa.<\/p>\n
\u00abEn el corto plazo, este plan acciona las palancas adecuadas para movilizar la inversi\u00f3n. Pero, en el mediano o largo, se necesitar\u00e1 una mayor orientaci\u00f3n exportadora, que garantice un flujo de inversiones que maximice el potencial, tanto de Vaca Muerta como de Cuenta Marina Austral\u00bb, concluye.<\/p>\n","protected":false},"excerpt":{"rendered":"
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