El gobierno promovió este miércoles una serie de subastas en el Mercado Electrónico del Gas (Megsa), la plataforma que funciona bajo el paraguas de la Bolsa de Comercio de Buenos Aires, que marcaron un cambio sustancial en la forma de contractualizar el gas natural necesario para cubrir el pico de consumo que se registra durante el invierno. En esas compulsas terminó colocando los nueve cargamentos que había licitado el lunes y que se había comprometido a adquirir solo si antes conseguía compradores en el mercado local.
En el trasfondo de las subastas realizadas ayer convivían múltiples interrogantes. El principal era si las grandes industrias consumidoras de gas natural estarían dispuestas a pagar el costo del gas natural licuado (GNL), un combustible cuyo precio puede llegar a multiplicar por cinco el valor promedio del gas incluido actualmente en las tarifas residenciales, tal como publicó EconoJournal el domingo.
Desde esa óptica, la pregunta incluso dejaba abierta la posibilidad de que faltara gas físico durante los meses de frío, dado que el gobierno estaba dispuesto a no importar cargamentos adicionales de GNL si no existían actores privados dispuestos a tomar —en el mercado secundario de Megsa— esos volúmenes adquiridos por la estatal Enarsa.
Los resultados de las compulsas realizadas ayer disiparon ese interrogante y aseguraron que, al menos durante junio —período alcanzado por estas subastas—, no faltará fluido en el mercado local. Sí permanece abierta la incertidumbre en torno a cuál será el precio final que las industrias deberán pagar para acceder al gas importado en caso de que durante el mes próximo se registren bajas temperaturas y sea necesario recurrir masivamente al GNL.
A favor
Las tres subastas realizadas en Megsa dejaron una participación activa de empresas privadas de distintos segmentos del mercado.
Las grandes industrias, tales como refinerías –entre ellas YPF–, siderúrgicas, aceiteras y petroquímicas, cerealeras y cementeras, adquirieron en conjunto unos 12 millones de metros cúbicos (MMm3) de gas para junio.
También hubo una participación muy activa de empresas generadoras de electricidad que, a partir de la reforma del mercado eléctrico impulsada por el gobierno, por primera vez pueden comprar gas por cuenta propia para abastecer sus centrales térmicas. En ese segmento sobresalió particularmente la presencia de Pampa Energía, que buscó asegurar suministro para centrales como Genelba y Ensenada Barragán, y en menor medida YPF Luz y Central Puerto.
Entre grandes industrias y generadoras adquirieron el equivalente a poco más de tres cargamentos de GNL.
Las distribuidoras de gas, sobre cuya participación también existían dudas porque el Estado todavía no había definido el pass-through tarifario del costo incremental del GNL, terminaron comprando en conjunto el volumen equivalente a un cargamento de GNL en la primera subasta realizada por Megsa.
Como adelantó EconoJournal, el gobierno acordó que el Tesoro financiará a las gasíferas durante seis meses el diferencial de precio asociado al mayor costo del GNL importado que consuman los hogares durante los meses de frío.
Desde esa óptica, la iniciativa del Ejecutivo de subastar el GNL importado por Enarsa en un contexto internacional signado por precios mucho más altos producto de la guerra en Medio Oriente terminó siendo exitosa, porque logró que una propuesta inédita —que privados compren por anticipado el gas por barco importado por la estatal— se convirtiera en una licitación competitiva con buena participación de los privados y fuentes cercanas al gobierno lo leyeron como un paso más hacia la normalización del mercado privado de gas natural.
Por su parte, Trafigura sorprendió al terminar adquiriendo el equivalente a los cinco cargamentos restantes.
En total, las subastas terminaron colocando nueve cargamentos de GNL para junio, con una fuerte participación privada.
La extraña matemática de Enarsa
La licitación dejó algunos elementos que sorprendieron dentro del mercado gasífero. El más llamativo fue la prima o tarifa que definió Enarsa, la empresa estatal que conduce Tristán Socas, un funcionario que responde políticamente al asesor presidencial Santiago Caputo, que deberán pagar las industrias, generadoras y comercializadoras por regasificar el GNL importado en la terminal de Escobar.
Enarsa fijó ese ítem en 5,16 dólares por millón de BTU. Ese valor incluye tanto los costos de regasificación y logística de la planta regasificadora de Escobar —que es propiedad en partes iguales de Enarsa e YPF— como también el fee o el premio cobrado por los proveedores internacionales de GNL sobre el precio del TTF —la referencia del GNL en el mercado de Rotterdam— para abastecer los nueve cargamentos licitados por Enarsa para junio, compulsa de la que el lunes participaron solamente tres empresas proveedoras: BP, Vitol y Trafigura.
Lo extraño del caso —y lo que incluso generó malestar hacia adentro del área energética del Ministerio de Economía, que conduce Luis ‘Toto’ Caputo— es que hace menos de tres semanas Enarsa había firmado un informe técnico enviado a la Secretaría de Energía donde sostenía que el costo de regasificación, logística y fee de provisión de GNL para mayo se ubicaba en torno a los 3,50 dólares por millón de BTU.
Ese informe técnico elaborado por el departamento de importación de gas natural de Enarsa —que en los últimos meses sufrió la salida de Jorge O’Donnell, histórico referente técnico del área— fue uno de los principales elementos que utilizó el gobierno para descartar la propuesta presentada por la española Naturgy para funcionar como agregador comercial de la importación y reventa de GNL durante el invierno.
Puesto en blanco sobre negro: una vez que Enarsa le informó por escrito a Economía que el costo de esa operatoria era de 3,50 dólares por millón de BTU, resultaba prácticamente imposible adjudicarle el proceso a Naturgy, cuya oferta era un dólar más cara (4,51 US$/MMBTU).
Lo sorprendente es que apenas 20 días después la misma Enarsa redefinió ese mismo costo en 5,16 dólares por millón de BTU. Es decir, un valor casi 15% superior al que había ofertado Naturgy para hacerse cargo integralmente de la gestión de importación y recomercialización de los cargamentos durante el invierno.
Para peor, según pudo reconstruir EconoJournal, funcionarios del Ministerio de Economía se enteraron de la prima definida por Enarsa apenas minutos antes de que la estatal le comunicara oficialmente a Megsa el precio que sería utilizado en la subasta, sin una coordinación previa consistente con la Secretaría de Energía.
No es la primera vez que Socas enfrenta problemas de interlocución interna con el Ministerio de Economía, donde si bien existe una valoración positiva sobre su capacidad profesional y descartan mala intención en su accionar, admiten que su dinámica excesivamente individual, cautelosa por demás y poco sistémica atenta contra la gestión del gobierno en materia de energía.
“Enarsa definió el costo de regasificación en 5,16 dólares porque es el número promedio que surge de las primas que recibió de los proveedores de los 9 cargamentos de GNL para junio. El problema es que no informó debidamente a la Secretaría de Energía y expuso una falta de coordinación porque hace 20 días hacía informado por escrito que el costo de regasificación era de 3,50 dólares. Su manejo no fue bueno”, indicó una fuente con acceso a los detalles de las subastas que llevó adelante ayer Megsa. EconoJournal intentó comunicarse con Socas, pero desde Enarsa declinaron realizar comentarios.
La jugada que sorprendió al mercado
El segundo dato relevante que dejó la jornada de ayer fue la sorprendente estrategia desplegada por Trafigura, uno de los mayores traders de commodities del planeta, que en la Argentina opera la marca Puma y que además cuenta con un management local considerado dentro del mercado como particularmente ágil y sofisticado en la toma de decisiones.
Trafigura, que desde hace un par de años actúa también como una comercializadora de gas natural (el año pasado empezó a importar gas de Bolivia en invierno para abastecer a generadoras del norte del país) y quiere crecer en ese segmento, presentó ofertas en la tercera subasta de Megsa para quedarse con los cinco cargamentos remanentes de GNL que quedaron disponibles luego de que distribuidoras, industrias y generadoras adquirieran los volúmenes correspondientes a las primeras rondas de la subasta.
Ni las distribuidoras ni los productores de gas habían anticipado una jugada tan agresiva por parte de Trafigura. Tampoco lo esperaban dentro del área energética del gobierno, donde daban por descontado que Cammesa terminaría comprando parte de esos cargamentos, dado que para el sistema eléctrico argentino resulta más conveniente generar electricidad con GNL antes que recurrir masivamente al gasoil importado.
La consecuencia inmediata de esa jugada es que ahora Trafigura funcionará como una especie de agregador comercial durante junio, que era precisamente el objetivo inicial que perseguía el gobierno cuando impulsó la licitación para contratar un privado que se hiciera cargo de importar y comercializar el GNL durante el invierno, proceso que finalmente no terminó adjudicándose a Naturgy.
Trafigura tendrá ahora la posibilidad de comercializar GNL con generadores que estén dispuestos a despachar su propio combustible para intentar capturar un margen mayor dentro de un esquema de precios que a partir de este año es más abierto que en el pasado.
Si bien el mercado eléctrico argentino todavía no funciona plenamente bajo un esquema marginalista —porque el gobierno definió un precio tope para la energía comercializada—, el nuevo diseño regulatorio que entró en vigencia en noviembre del año pasado sí empieza a habilitar que los privados puedan buscar márgenes adicionales a partir de decisiones comerciales propias.
Si, en cambio, ningún generador decide finalmente optar por comprar ese GNL, será Cammesa la que termine adquiriendo ese gas importado para despachar centrales operadas por empresas que no quieran asumir por su cuenta la compra del combustible.
Si junio registra temperaturas templadas, es probable que tanto las generadoras como la propia Cammesa no demanden grandes volúmenes de GNL o si lo hacen el precio del gas termine arbitrando contra opciones más económicas para el sistema como la importación de electricidad desde Brasil —se pueden importar hasta 2.000 MW—. En ese caso, las usinas podrán comprar también gas doméstico a precios de 3,50 dólares por millón de BTU surgidos de los contratos del Plan Gas o precios más caros —pero inferiores al GNL— comprados en el mercado spot.
En ese escenario, el riesgo para Trafigura será encontrar demandas de grandes usuarios industriales para colocar el GNL que le compró a Enarsa o eventualmente redireccionar esos volúmenes hacia otros mercados regionales.
Por el contrario, si junio termina siendo más frío de lo previsto y aumenta significativamente la demanda residencial, tanto las generadoras como Cammesa deberán recurrir a mayores volúmenes de GNL importado. Y en ese caso, el precio de ese combustible terminará arbitrando contra el costo del gasoil importado —más caro que el GNL importado— que utiliza el parque termoeléctrico cuando ya no queda gas natural disponible para generación.
Más allá de estas dinámicas novedosas que implica una mayor apertura del mercado entre privados, dentro del gobierno interpretan que el proceso es parte de una transformación de fondo orientada a reconstruir un esquema energético que durante los últimos 25 años estuvo, con distintos matices, fuertemente administrado por el Estado.
Ese proceso de transición, después de tantos años de intervención, inevitablemente genera tensiones, idas y vueltas, costos de empalmes regulatorios y nuevas dinámicas competitivas entre actores privados hasta ahora prácticamente desconocidas dentro del mercado energético argentino.
, Nicolas Gandini
0 comments
Write a comment