El gobierno anunciará en las próximas horas la renovación del Plan Gas.Ar hasta diciembre de 2028, una licitación para conseguir la producción del hidrocarburo para llenar el futuro Gasoducto Néstor Kirchner y otra compulsa pública para obtener una producción incremental desde cuencas convencionales durante los próximos dos años, hasta que esté en pleno funcionamiento la ampliación del sistema troncal de transporte para evacuar más gas desde Vaca Muerta.
Con estas tres líneas de acción, que EconoJournal pudo confirmar en base a distintas fuentes privadas y gubernamentales, el ministro de Economía, Sergio Massa, busca reducir la dependencia de las importaciones energéticas que este invierno pusieron contra las cuerdas a la economía argentina.
¿Cuáles son los aspectos novedosos de la iniciativa?
En primer lugar, la licitación para llenar el gasoducto Néstor Kirchner contemplará un precio tope para el gas de base de 4 dólares por millón de BTU, un importe superior al valor máximo de 3,70 dólares de la licitación inicial realizada en enero de 2021. El subsecretario de Hidrocarburos, Federico Bernal, que lleva adelante las negociaciones con las petroleras para definir la letra chica de la resolución que se publicaría la semana que viene, criticó duramente en los últimos años al ex secretario de Energía, Darío Martínez, y a su asesor Ariel Kogan, por considerar que el precio tope del Plan Gas.Ar era excesivo.
En opinión del ex interventor del Enargas, el valor máximo debía ubicarse en torno a los 2,50 dólares. Así incluso lo dejó por escrito en un informe reservado que envió a colaboradores de la vicepresidenta de la Nación, Cristina Kirchner, en julio de 2021. Resulta cuanto menos extraño que el mismo funcionario convalide ahora un precio todavía más oneroso para desarrollar pozos en Vaca Muerta que ofrecen productividades más significativas que las que tenían dos años atrás. Obviamente, el contexto internacional es otro y los 4 dólares elegidos como precio tope siguen siendo muy competitivos si se los compara con los valores que se pagan en EE.UU. y en Europa, donde el LNG llegó a superar los 70 dólares.
En segundo término, YPF propuso que el precio adjudicado en la licitación para llenar el gas vaya aumentando con el paso del tiempo. La petrolera que conduce Pablo González planteó que el precio adjudicado a cada productor se actualice por un Índice PPI de 1,02 para 2024; 1,07 para 2025; 1,12 para 2026; 1,17 para 2027 y 1,22 para 2028 en función del indicador «Producer Price Index, Industrial Commodities» confeccionado por el área de estadísticas del Departamento de Trabajo de EE.UU, tal como publicó el medio Mejor Energía. Si se aplica esa fórmula, el precio del gas en 2028 terminaría siendo un 22% más caro que el de 2024. Es difícil que el gobierno acceda a ese pedido. Políticamente incluso quedaría en una posición incómoda, dado que el precio del gas sería más caro en la próxima administración que para esta.
Adicionalmente, 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 tan volátil e incierta como esta. 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 cuarto lugar, una de las grandes apuestas de esta etapa es expandir el mercado de exportación de gas hacia Chile. Se aspira, en ese sentido, a autorizar exportaciones 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 de venta de gas hacia el país que preside Gabriel Boric. Entre los criterios que se emplearán para definir el orden de prioridad de exportación figuran el volumen total de gas que aportará cada productor y la mejora de precio registrada en las rondas previas del Plan Gas.Ar. Cuatro fuentes privadas sin contacto entre sí señalaron que ambos indicadores favorecen 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 saldó ese punto.
Sergio Massa anunciaría en breve la extensión del Plan Gas.Ar junto con la secretaria de Energía, Flavia Royón.
Renovación del Plan Gas.Ar
Los contratos de venta de gas desde la cuenca Neuquina propiciados por el Plan Gas.Ar entre productores, Cammesa y distribuidoras de gas vencen en diciembre de 2024. Lo que hará ahora el gobierno es conceder una extensión voluntaria hasta diciembre de 2028 de los compromisos asumidos en las rondas 1 y 3 del programa de estímulo. Para eso, convocará a las empresas adjudicatarias del Plan Gas.Ar —que se licitó en enero de 2021— a que voluntariamente manifiesten su intención de extender los contratos vigentes hasta fines de 2028 con los mismos precios que figuran en esos documentos, que rondan entre los 2,80 y los 3,67 dólares por millón de BTU.
¿Por qué se optó por la vía de la renovación voluntaria? Para simplificar el empalme de los contratos actuales con los viejos y de ese modo, acelerar los plazos del proceso. Realizar desde cero una licitación para que las petroleras subasten la provisión de gas desde enero de 2025 habría requerido un tiempo que hoy el Ejecutivo no tiene, dado que el objetivo de mínima es conseguir más gas para el invierno del año que viene. Se optó, por ese motivo, por extender los contratos actuales que, en última instancia, incluyen precios competitivos (menos de 3,70 dólares) frente a la escalada internacional del gas, con el Henry Hub por encima de los US$ 8,50 y el LNG por encima de los 40 dólares. Si se quiere, la única arista polémica es que, con la renovación hasta 2028, se condicionará al próximo gobierno dado que los nuevo contratos de gas se extenderán durante todo su mandato.
«Eso no tiene por qué ser algo malo ni es la primera vez que sucede. El gobierno anterior, por ejemplo, firmó más de 70 contratos RenovAr con precios en dólares de la energía renovable con una duración de 15 años. Si queremos desarrollar Vaca Muerta necesitamos reglas de largo plazo», indicó número 2 de una de las grandes productoras del país.
¿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, según coincidieron las fuentes consultadas, 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.
El resto de las cuencas
Al igual que con los contratos de la cuenca Neuquina, para las cuencas Austral y del Golfo San Jorge se propondrá un mecanismo voluntario de extensión a diciembre de 2028 de la totalidad de los compromisos de producción, inyección y contratos asumidos en las Ronda 1 para aquellos adjudicatarios onshore (Chubut y Santa Cruz). Al mismo tiempo, se extenderá hasta fines de 2028 los contratos offshore (en el Mar Argentino al sur de las costas de Tierra del Fuego) con el consorcio Cuenca Marina Austral (CMA-1) integrado por TotalEnergies, Wintershall Dea y Pan American Energy (PAE).
Teniendo en cuenta el declino estructural del offshore, que provocó que la producción de gas desde la cuenca Austral cayera sostenidamente en los últimos tres años, el gobierno apuntará a sostener la producción en campos onshore (en tierra) a fin de modular la inyección hasta la entrada en producción del proyecto Fénix, prevista para 2025, también a cargo del consorcio CMA-1.
La principal diferencia con relación a los contratos de la cuenca Neuquina es que la Secretaría de Energía aceptaría un declino programado de la producción desde las cuencas convencionales siempre y cuando exista un compromiso de las empresas de inyectar un volumen incremental a partir de 2023. La empresa estatal Enarsa sería el tomador de la producción de gas incremental.
En lo que respecta al precio, si se opta por el declino programado, el oferente podría recibir el precio ofertado por el volumen sujeto al declino y un precio incremental a definir por los volúmenes excedentes. Este es otro de los puntos que está en discusión porque las empresas reclaman para el volumen plano un precio mayor al ofertado en la ronda 1 ya que sostienen que el esfuerzo para obtener el gas es mayor. Si no logran un incentivo mayor, es probable que no se oferte gas desde algunas de esas cuencas. Así como en su momento no se ofertó gas de la cuenca norte porque los 3,70 dólares MMBTU de precio tope no alcanzaban a repagar la inversión, ahora podría ocurrir lo mismo, pero con la cuenca Austral en Santa Cruz y Tierra del Fuego y en el Golfo San Jorge en Chubut.
La ronda para la cuenca neuquina y para el gas del resto de las cuencas se convocarán en simultáneo. La intención del gobierno es publicar la resolución en la semana próxima o a más tardar la siguiente a fin de licitar a fin de mes o principios de octubre.
Llenar el gasoducto Néstor Kirchner
En la licitación para acceder a nuevo caño troncal desde Vaca Muerta tendrán prioridad quienes hayan optado por prorrogar la vigencia del Plan Gas.Ar. El resto entrará a la cola del ordenamiento de ofertas de quienes sí extendieron. El Ejecutivo buscará garantizar un volumen de 14 millones de metros cúbicos diarios (MMm3/d) del fluido desde julio de 2023 hasta diciembre de 2028 inclusive, mientras que para los picos de invierno (entre mayo y septiembre) se apunta a conseguir unos 7 MMm3/d desde enero de 2024.
Debido a la 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 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.
El precio tope del gas “flat” —es decir, aquel que se inyectará de manera interrumpida en el gasoducto durante los 12 meses del año— será de 4 dólares por MMBTU, en tanto que el valor máximo para el gas de pico se elevaría a unos 8 dólares por millón de BTU.
La fijación de un precio “plano” de 4 dólares por MMBTU es más alta que las del precio promedio del Plan Gas.Ar, que fue 3,55 dólares por MMBTU. Las empresas defienden la necesidad de establecer un precio más elevado debido a que ha habido un incremento de los costos en dólares de los servicios e insumos petroleros, a raíz del encarecimiento del precio internacional del barril, que a principios de 2022 superó los 100 dólares, y que además se precisa un valor más alto del gas para repagar inversiones en superficie para procesar una mayor producción de gas (facilities, plantas de compresión y tratamiento).
Con respecto al precio de 8 dólares por MMBTU en el pico, la lógica que justifica la elección de ese valor es que esa demanda adicional es solo por cinco meses (mayo-septiembre). Por lo tanto, si para amortizar los pozos que operan todo el año se requiere un valor de US$ 4, es entendible que para perforar pozos que sólo estarán activos entre 5 y 6 meses se pague el doble.
Un dato importante es que a las petroleras que ofrezcan los precios más bajos en la licitación se les garantizará la posibilidad de exportar en firme un volumen total de hasta 5 MMm3/d de gas a partir de mayo de 2023. Esta zanahoria es clave porque la exportación opera como un incentivo para elevar la competencia entre los productores dado que todos buscan asegurarse una porción de ese negocio a fin de cobrar precios en dólares y contar con un mercado contraestacional al argentino para no tener que cerrar pozos.
Más producción en el Sur
Como tercera línea de acción, se convocará a los productores de las cuencas de Chubut, Santa Cruz, Tierra del Fuego y Noroeste a realizar ofertas de gas en firme en yacimientos maduros, de gas convencional o de tight gas desde cuenca Austral. El objetivo es conseguir un volumen adicional de gas que refuerce las inyecciones de los gasoductos Norte y General San Martín, donde existe capacidad ociosa, durante los próximos dos años. Enarsa sería el tomador (offtaker) de esos contratos.
A diferencia de la licitación para llenar el gasoducto Néstor Kirchner, debido a la heterogeneidad de proyectos que pueden llegar a recibirse no se considerará un precio tope, pero la Secretaría de Energía se reservaría el derecho de adjudicar o descartar cada una de las ofertas presentadas.
La entrada Precio más caro para llenar el caño a Vaca Muerta, cambios en la exportación hacia Chile e incentivo para cuencas maduras, las claves del nuevo Plan Gas se publicó primero en EconoJournal.
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