El Gobierno aceleró en las últimas semanas el diseño de un esquema de incentivos para la nueva producción de gas, con el objetivo de incrementar la oferta local y ahorrar unos u$s 4000 millones en importaciones del combustible durante el invierno del año que viene, período para el que podría faltar energía si no hay un cambio abrupto en la política. El gerente de Gas de YPF, Marcelo Núñez, construyó el mecanismo de contractualización a mediano plazo del gas natural y los ejecutivos de la petrolera estatal, liderados por el nuevo CEO, Sergio Affronti, lo trabajaron la semana pasada con el ministro de Desarrollo Productivo, Matías Kulfas, y el subsecretario de Hidrocarburos, Juan José Carbajales. El esquema, que el portal EconoJournal anticipó como la cuarta versión del Plan Gas, implicará una mayor transferencia de recursos del Estado para subsidiar la producción en lugar de comprar en el exterior un volumen de fluido que es capaz de extraerse de las profundidades de la Patagonia. Los contratos tendrán un precio que rondará los u$s 3,50 por millón de BTU (MMBTU) y el Estado se hará cargo de compensar a las productoras de gas con la diferencia de lo que no puedan cobrar por parte de las distribuidoras, en un contexto en el que será extremadamente difícil -por no decir imposible- que exista un aumento de las tarifas por lo menos hasta después de las elecciones legislativas de octubre de 2021, tras el profundo golpazo que experimenta la economía con los efectos del coronavirus. Con la extensión del congelamiento de las tarifas, el Gobierno busca mecanismos para girar el timón de la política energética y garantizar una mayor oferta local de gas Desde abril de 2019, las petroleras (un grupo que conforman YPF, la francesa Total Austral, Tecpetrol, Pan American Energy PAE, Pampa Energía, la Compañía General de Combustibles CGC y la alemana Wintershall Dea, entre otras) cobran de las distribuidoras un promedio de u$s 4,62 /MMBTU, que fueron pesificados a un tipo de cambio de $ 41 por dólar.

Originalmente los contratos eran por un año, pero con la nueva versión de la crisis económica argentina, ahora con el capítulo de la Covid-19, se extendieron por tres meses más, hasta fines de junio. De esta forma, el total arroja $ 189,42 por millón de BTU o un equivalente a u$s 2,77 a un tipo de cambio mayorista de $ 68,27. El precio en dólares del gas natural en boca de pozo para los usuarios residenciales y comerciales (que representa cerca de un 50% del total de las boletas) desciende aceleradamente, al ritmo de la pérdida de valor del peso argentino. El Estado cubriría la diferencia entre el valor de las subastas, que darán origen a los nuevos contratos, y el precio sostén para el gas. Estos acuerdos se extenderán por entre 3 a 5 años y es algo que ya se había comenzado a dialogar con las empresas al menos desde enero de este año. El Cronista dio cuenta de esto el 10 de febrero. Es posible que en una primera etapa las arcas estatales deban subsidiar entre u$s 0,50 y u$s 1 por millón de BTU del precio del gas, montos que irán incrementándose al ritmo de la depreciación de la moneda nacional. El nuevo programa brindará a YPF la posibilidad de obtener una mayor participación de mercado -market share- en la producción de gas natural, en el cual es el principal oferente pero viene perdiendo peso aceleradamente en los últimos años. Entre 2018 y 2019, la petrolera estatal redujo su producción de gas un 10%, de 44,1 millones de metros cúbicos por día (MMm3/d) a 39,7 MMm3/d. Sergio Affronti, nuevo CEO de YPF, busca que la petrolera estatal obtenga una mayor participación en el mercado de la producción de gas natural La demanda de las distribuidoras (Metrogas, Naturgy -ex Gas Natural BAN-, Camuzzi, Ecogas, Litoral Gas, Gasnor y Gas NEA) estaría agregada y no separada, como se hizo el año pasado. Según la estimación de un consultor energético que todavía no fue revisada, Argentina podría tener que importar más energía en 2021 y cerraría con un déficit comercial de u$s 4000 millones en este área. Después de un combo de mayor producción y menor demanda, entre la recesión y el aumento de las tarifas, el Gobierno anterior logró cerrar su gestión con una balanza comercial energética casi en equilibrio. Mercado y Estado Si en la concepción económica del Gobierno de Mauricio Macri la idea central era que la iniciativa privada producía y derramaba riqueza y que se necesitaba la menor intervención y regulación posible en los mercados, en la de esta gestión el Estado es quien activamente lidera y contagia al resto. Así como entre 2017 y 2019 Tecpetrol (de Paolo Rocca) y la Compañía General de Combustibles CGC (de Eduardo Eurnekian) fueron las figuras estelares del mercado de gas, gracias a que aprovecharon los generosos precios estímulos de la Resolución 46/2017 y quitaron a la Argentina su problema de faltante de energía en poco tiempo, al punto de que saturaron los gasoductos y derrumbaron los precios internos, ahora será la estatal YPF quien encabece la oferta. Sin ir más lejos, eso fue lo que postuló Carbajales la semana anterior durante una videoconferencia para el Instituto para el Desarrollo Estratégico Federal (IDEF), en el ámbito de la Universidad Tecnológica Nacional (UTN). "YPF es el capitán del equipo y debe asumir el rol de liderazgo", sostuvo. Un consultor cercano al Frente de Todos, que pidió hablar en off the record, analizó: "Las licitaciones de gas para distribuidoras fueron en febrero de 2019 por el término de un año. Para las generadoras eléctricas, a través de CAMMESA, se hacen todos los meses, y el sector industrial está desregulado. Toda medida que otorgue certidumbres a futuro y servirá para expandir la producción. Las licitaciones quinquenales lo pueden facilitar". Este especialista cree que los precios mundiales del gas se mantendrán bajos y que garantizar por unos 5 años un precio de u$s 3,50 /MMBTU, siempre pagado en dólares, sería suficiente para atraer inversiones.

La clave será contratar a largo plazo y pagar en dólares. Como los precios mundiales del gas se mantendrían bajos, las productoras podrían acceder a elevar su oferta en lugar de que las importaciones ganen participación Desde agosto del año pasado se derrumbaron las inversiones para extraer gas, por la furiosa pérdida de valor del peso y la caída en el precio del gas, en un mercado interno saturado durante 8 meses del año (desde mediados de septiembre hasta mediados de mayo). Si el Gobierno no reacciona rápido, en el invierno de 2021 podría faltar gas y tendría que volver a Bahía Blanca el barco regasificador que se fue en octubre de 2018. No sería tan costoso en términos económicos sino que, en todo caso, podría ser una mala señal para el mercado: importar algo que se puede producir localmente. La demanda agregada también generó ciertas dudas en el mercado. Una idea que rondó en el oficialismo y ahora parece estar descartada es que Integración Energética Argentina (IEASA, ex ENARSA) funcionara como el agregador comercial y único demandante del gas -monopsonio-, pero eso fue rechazado por las productoras. Un ex funcionario del Ministerio de Energía, que trabajó con Juan José Aranguren y que también prefirió mantener su nombre en reserva, graficó: "Eso parece ser una idea de las distribuidoras. Como pasa con la energía eléctrica, primero se van a atrasar con los pagos y después no abonarán nada. Entonces el Estado, en este caso la ex ENARSA, va a estar en problemas para girarle fondos a las petroleras, como sucede con CAMMESA y las generadoras eléctricas. A la larga, se puede quebrar el sistema". En rigor, los atrasos en los pagos de las distribuidoras de gas por la imposibilidad de cobrarles a sus usuarios en medio de la pandemia provocada por el virus SARS-CoV-2 produjo tensión con las productoras, por una deuda de $ 3500 millones.

Fuente: Cronista - Argentina