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Lanzan una licitación para reforzar la oferta de gas para 2022

Tras más de cuatro meses de discusión interna, la Secretaría de Energía lanzó ayer de manera oficial la ronda 3 del Plan Gas.Ar, el programa de estímulo a la producción del fluido que asegura a las petroleras el cobro de un precio fijo del gas más allá de lo que suceda con las tarifas y la evolución del tipo de cambio. La idea estaba en análisis desde mediados de año. En los hechos, apunta a reforzar la oferta de gas para el invierno de 2022 a fin de limar lo más posible la importación de LNG, gas de Bolivia y combustibles líquidos, que se descuenta que tendrán precios altos porque el precio del Brent supera los 80 dólares y el gas licuado que se vende en Asia y Europa tocó records por encima de los 30 dólares por millón de BTU.

Frente a ese contexto, el pliego que confeccionó la cartera que dirige Darío Martínez pretende adquirir, como máximo, 6 millones de metros cúbicos diarios (MMm3/día) de gas a partir de mayo del año que viene. La licitación estipula que se buscará contratar unos 3 MMm3/día desde la cuenca Neuquina, 2 desde la cuenca Austral y uno desde la cuenca del Noroeste, aunque en este último caso es sólo una redacción testimonial para recrear el espíritu federal de la norma, dado que se descuenta que ningún productor ofrecerá gas desde el norte del país. Por lo que, en los hechos, Neuquén terminará asumiendo un cupo de 4 MMm3/día de gas.

Números

Cerca de Martínez descuentan que recibirán ofertas desde productores que tienen desarrollos en Vaca Muerta. Algunas empresas sobrecumplieron sus compromisos de inyección para este año, por lo que están en posición de contractualizar ese adicional en la ronda 3 del Plan Gas.Ar. YPF, por ejemplo, llegó a producir casi 34 MMm3/día de gas cuando su compromiso en la ronda 1 del programa eran de 30 millones. Sólo con una campaña de pozos que compensen la declinación y le permitan mantener su nivel actual de producción, está en condiciones de ofrecer un volumen en la licitación. Tecpetrol, Pampa y Pluspetrol, todas con desarrollos de gas no convencional en Neuquén, también están en una posición similar.

El problema, para los privados, es la fórmula de precios que estableció el pliego de la licitación. Si bien los funcionarios del gobierno rectificaron su posición inicial, que consistía en establecer como precio máximo del gas en torno a los 3,50 dólares, un importe equivalente al valor promedio de la ronda 1 del Plan Gas.Ar, el esquema elegido tampoco dejó conforme a las empresas, según un relevamiento realizado ayer a última hora por EconoJournal.

El pliego establece que se tomará como precio tope del gas al valor máximo ofertado en la ronda 1, que correspondió a YPF y equivale a US$ 3,66 por millón de BTU. Es un importe inferior a los 3,70 dólares que estipuló la primera licitación del Plan Gas.Ar realizada en enero de 2021. Es decir que, en los hechos, el gobierno apunta a conseguir más gas con precios a la baja.

Es entendible que la Secretaría de Energía pretenda avanzar en esa dirección. Incluso, en términos políticos, le serviría a Darío Martínez para ganar casilleros en la interna siempre latente que mantiene con el interventor del Enargas, Federico Bernal, que fue crítico del precio de referencia elegido por el Plan Gas.Ar por considerarlo excesivo.

Incómodas

La decisión de comprar gas con un precio a la baja justo en contexto en el que los precios de la energía están volando a nivel internacional deja en una posición incómoda a las petroleras. La apuesta del gobierno va exactamente a contramano de la tendencia global, con el Henry Hub (la referencia del gas en EE.UU.) arriba de los 5 dólares y el LNG con pico superiores a los 30 dólares.

¿Hace sentido para las petroleras validar la apuesta gubernamental de seguir bajando el precio del gas en un escenario mundial de precios al alza? ¿Por qué vender más barato un producto que en el resto del mundo se está comercializando muchísimo más caro? Es probable que YPF, la petrolera controlada por el gobierno no tenga ese dilema, pero para las petroleras privadas, y más las internacionales, la ecuación es compleja.

El director comercial de una compañía multinacional lo puso en estos términos: “¿Cómo hago para convencer a la casa matriz de que invierta un dólar más en la Argentina para vender gas a US$ 3,60 cuando podría invertir en EE.UU. o África para exportar LNG a más de 20 dólares? Ni siquiera tengo espacio para plantear esa alternativa”, aseguró.

«Si la intención oficial era reemplazar importaciones que van a ser más caras el año próximo, lo mejor hubiera sido poner un precio más alto del de la Ronda 1. La importación de LNG puede llegar a costar 14 dólares. Nosotros no pedimos ese valor, pero por lo menos ofrecé 4,5 o 5 dólares para que la oferta resulte más atractiva», señaló el ejecutivo de otra compañía.

En la ronda 1 del Plan Gas.Ar, que ofrecía un precio más alto que en esta tercera, el gobierno no consiguió cubrir los 70 MMm3/día de gas que buscaba para cubrir la demanda base. Las ofertas recibidas sumaron 67,82 millones. “Si con un precio más elevado no se cumplió ese objetivo, por qué ahora debería aparecer más gas con un precio inferior. Por más que haya más gas en el sistema porque YPF y algunas productoras de gas asociados al petróleo (como Pluspetrol en La Calera), es incómodo validar una señal de precios negativa cuando en el mundo los precios están mucho más altos”, reconoció el gerente comercial de otra petrolera.

Aún así, en la Secretaría de Energía confían en poder conseguir ofertas para cubrir el cupo de 4 MMm3/día previsto para la cuenca Neuquina. Se estima que YPF podría aportar, como mínimo, la mitad de ese volumen, y Tecpetrol, Pampa y Pluspetrol, más alguna empresa más que se pueda sumar, cubrir los 2 millones restantes. “YPF ya tiene el gas y tal vez prefiera contractualizarlo para correr y asegurar un flujo de fondos”, expresó un consultor.

En Austral, la situación es distinta y no está claro que los productores de esa cuenca estén dispuestos a inyectar más gas al precio fijado por el gobierno. “Tal vez les convenga más producir petróleo que, al menos parcialmente, puedan exportar a precio internacional”, analizó el especialista.

Fuente: Econojournal
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