FEDERICO ARINGOLI
En octubre el sistema estuvo al borde del colapso. El Ministerio de Energía volvió al esquema de comercialización implementado por el anterior gobierno. Intervendrá el mercado por dos años. Enarsa comprará el gas para Camuzzi Gas del Sur.
Los tardíos fríos de octubre casi hicieron saltar por el aire el esquema de contratos para el gas que implementó el ministro de Energía Juan José Aranguren. Más de la mitad de los hogares del país estuvieron a horas de quedarse sin abastecimiento. Se convocaron dos comité de emergencia, los días 12 y 17 de ese mes, que pudieron resolver la coyuntura, pero que dejaron planteada la necesidad de modificar el modelo oficial.
Esa crisis fue el puntapié para las reuniones que en las últimas semanas terminaron por armar un nuevo acuerdo –aún no cerrado– en la conflictiva relación entre productores, distribuidoras y el Estado. En los papeles se trató de una marcha atrás.
El vínculo entre las operadoras y las distribuidoras es tan complejo como todo el negocio del gas en el país. Cada cuenca productora tiene un precio, cada categoría de usuario también y cada región del país paga diferente de acuerdo a los subsidios estatales, que van camino a extinguirse entre 2019 y 2022.
Uno de los puntos de la discordia es la deuda que mantienen las distribuidoras con las productoras: 8.000 millones de pesos. La suma se compone de subsidios atrasados por parte del Estado, pagos congelados de las distribuidoras argumentando una desactualización tarifaria durante el kirchnerismo y, finalmente, las sumas no cobradas por la judicialización del tarifazo en 2016.
Durante el anterior gobierno el mercado argentino del gas garantizaba la demanda prioritaria (domiciliaria y comercial) estableciendo obligaciones porcentuales para cada operadora. El diseño funcionaba así: las distribuidoras informaban el consumo que necesitaban y esos volúmenes eran aportados por cada petrolera según el porcentaje asignado por Nación.
Con ese planteo –al similar ocurre en la actualidad– YPF tenía la obligación de cubrir alrededor del 50% de la demanda prioritaria. De los destinos del gas (domiciliario, industria o generación), el que se utiliza en las viviendas es el que menos paga en boca de pozo. Es el que menos le conviene vender a las productoras.
El esquema que implementó Aranguren, guiado por Daniel Tezanos como interventor del Enargas, buscó avanzar hacia un modelo de contraactualizaciones que allanen el camino hacia el libre mercado, una meta deseada por el gobierno nacional para toda la industria de los hidrocarburos.
Este diseño estableció cupos por cuenca y por productor que se distribuían hasta agotar cada stock. Bajo este reglamento las productoras sólo estaban obligadas a vender, para demanda prioritaria, hasta el volumen asignado por el ministerio y lo hacían a quién le conviniera más en función del precio que le pagaran.
“Si una operadora X tenía asignado un cupo para domiciliario de 8 millones de metros cúbicos en la Cuenca Neuquina, la operadora podía vender ese volumen a quien le pagara más y después de completarlo buscarle otros destinos más rentables (industria o generación) a su producción”, sintetizó una fuente consultada.
Esto fue lo que estuvo a punto de detonar en octubre pasado. La reunión fue convocada por cuatro distribuidoras que detectaron que los caños se estaban desinflando y que corría riesgo el abastecimiento. El comité de emergencia resolvió incrementar la inyección de GNL hasta 17 millones de metros cúbicos a través de los barcos anclados en Bahía Blanca y Escobar.
Unos de los déficit de ese esquema, que descuidó la demanda prioritaria, fue la diferencia de precio a la que puede contratar cada distribuidora. En el mercado doméstico la que más paga es Cammesa (casi 4 pesos el m3) que destina el fluido a la generación eléctrica. Después le siguen las compañías con más clientes y ubicadas en las zonas con menos subsidios estatales.
En la punta opuesta de los que mejores pagan se encuentra Camuzzi Gas del Sur que abastece a la Patagonia. Esta región del país mantiene –con el último aumento de tarifas– un 75% de subsidios en la tarifa del gas. La empresa compra el metro cúbico a 70 centavos, el resto lo cubre el Estado nacional.
En teoría, si las liquidaciones de los subsidios estuvieron al día, las operadoras no deberían tener inconvenientes en venderle a cualquiera de las nueve distribuidoras que funcionan en el país. Pero en la realidad ocurre otra cosa: las productoras reclaman, sólo por atrasos en los planes de incentivo al gas, unos 1.000 millones de dólares.
Con el esquema de Aranguren, las productoras buscaron colocar la mayor parte de su stock entre las “mejores compradoras” y así depender en menor medida de los pagos del Estado nacional. Las grandes perdedoras de este esquema fueron las distribuidoras que “peor” pagan e incluso la demanda prioritaria, que también paga un bajo valor.
En las últimas semanas el sector llegó a nuevos acuerdos. En términos generales se da marcha atrás con el esquema de Aranguren y se vuelven a establecer obligaciones hacia las productoras. De esta manera se blinda la demanda prioritaria y en paralelo el gobierno avanza hacia el escenario de libre mercado que busca implementar con la reducción de subsidios iniciada el año pasado.
El acuerdo se extenderá durante dos años y será el gobierno nacional, a través del ministerio de Energía, quien garantice el abastecimiento para las distribuidoras. Fijará el precio –por intermedio del sendero decreciente de subsidios–, establecerá cuánto deberá entregar cada operadora y dictará las pautas de los despachos.
Para las operadoras fue una buena señal porque al cambiar la óptica de la aplicación de subsidios, que pasará de la oferta a la demanda, se garantizan el cobro de los precios “completos”. “ Es un paso intermedio hacia la liberación del mercado, una transición ordenada hacia la plena contractualización”, explicaron desde una productora.
Sin embargo uno de los puntos más relevantes del acuerdo tiene que ver con la región. El ministerio ordenó a Enarsa, la casi extinta petrolera nacional, que se encargue de abastecer a Camuzzi Gas del Sur. Enarsa pagará el precio completo a la operadora, pero le venderá a la Camuzzi al valor que tiene asignado la Patagonia. El resto lo cubrirá el Estado.
En un mercado con cupos, la distribuidora del sur podrá competir con sus pares en mejores condiciones que con el anterior esquema.
El escollo que aún no esta resuelto tiene deja en evidencia la quita de subsidios en las tarifas de gas para el sur. A diferencia del resto del país la reducción se extenderá tres años más, es decir que la diferencia de precios continuará más allá de la finalización del acuerdo firmado recientemente .
El complejo mercado del gas tiene precios de producción diferenciados por cuenca, categoría de usuario y regiones de consumo. La Patagonia es la más subsidiada.
17.000.000 de metros cúbicos fue la inyección de GNL que ordenó el comité de emergencia para evitar el desabastecimiento.
$ 4 paga el metro cúbico Cammesa para generación. Es el que mejor paga.
75% del valor del gas en la Patagonia está subsidiado por el Estado. Camuzzi es la que menos paga.
El gas tiene tres puntos de destino: prioritaria (domicilios y comercio), industria y generación eléctrica. Los últimos dos sectores pagan más por cada metro cúbico.
SANTIAGO SPALTRO
La importante consultora mundial Wood Mackenzie ve problemas urgentes si no se puede almacenar el gas sobrante, venderlo a Chile y negociar con Bolivia.
Una condición estructural del mercado argentino de gas podría planchar las inversiones en Vaca Muerta si no se encuentran soluciones "de inmediato". Éste es el diagnóstico de la importante consultora mundial Wood Mackenzie, que ve que la baja demanda del fluido durante el verano hará poco rentables los proyectos si no se puede evacuar mediante exportación o mantenerlo almacenado.
En diálogo con El Cronista, Mauro Chávez Rodríguez, Senior Research Analyst Gas & Power para América latina en la consultora, expresó que la solución comercial más viable para no parar la producción en la Cuenca Neuquina y complicar las inversiones es desregular por completo la exportación a Chile. Desde hace unos meses, el Gobierno permitió venderle gas al país vecino durante el verano, con el compromiso de reimportar la misma cantidad en el invierno. Sin embargo, la visión es que primero se debe conquistar el mercado trasandino con precios competitivos y mantener un abastecimiento estable.
"Hay un problema de dónde colocar el gas en verano, cuando baja la demanda. Hay un contrato con Bolivia que va incrementando el volumen y tiene cláusulas de take or pay. No se puede cancelar. Una solución parcial es renegociar los términos y bajar los volúmenes importados en verano, con mejores precios para ellos en el invierno", propuso Chávez Rodríguez.
Las proyecciones de Wood Mackenzie para el mercado argentino en los próximos años es que la generación eléctrica va a tener un consumo de gas estable, con mayor eficiencia por los proyectos de cierres de ciclo combinado y cogeneración adjudicados este año. Asimismo, el sector comercial y residencial bajará poco su demanda por la suba de las tarifas y tendrá una mayor cobertura (más consumidores) en el mediano plazo. En ese sentido, los grandes ganadores de la eventual mayor producción de Vaca Muerta serán los industriales, que podrán ver una sustancial baja de costos.
Frente a esto, y con yacimientos como El Orejano o Fortín de Piedra con la productividad en niveles similares a los mejores de Estados Unidos -según la visión de Wood Mackenzie-, "habrá que exportar a Chile o construir almacenamiento subterráneo". "No se puede desarrollar Vaca Muerta con este problema de demanda, y el Gobierno debe intermediar con soluciones", dijo Chávez Rodríguez.
Otro tema que preocupa al sector es la Resolución 419-E/2017 del Ministerio de Energía, que modificó los subsidios que abonará el Estado por el Plan Gas. La reciente normativa premiará solamente al gas incremental de pozos nuevos, con lo que deja afuera a muchos actualmente en producción. Para Wood Mackenzie, "es un problema que inquieta a las empresas y hay que resolver".
A su vez, la estimación de la consultora es que "hacia 2025, casi toda la producción de gas estará concentrada en la Cuenca Neuquina". "Desde el punto de lado energético, se necesita mayor confiabilidad, y desde lo operativo, más transporte (gasoductos troncales, logística). También se puede sumar la Cuenca Austral". De concretarse, esto significaría una reconversión social en la Patagonia, por la cantidad de empleos que se perderían en Chubut.
