El Ministerio de Energía y Minería autorizó a YPF a exportar a Chile un total de hasta 115 millones de metros cúbicos de gas natural, que serán intercambiados por metanol.
La Resolución 502-E/2017, publicada ayer en el Boletín Oficial, habilita a la petrolera nacional a enviar dichos volúmenes a la empresa Methanex S.A., en virtud de la extensión del Acuerdo de Maquila, celebrado entre ambas empresas el 25 de noviembre de 2016.
El acuerdo prevé que YPF exporte gas natural al país trasandino a cambio de Metanol, en operaciones comerciales sujetas "a la obtención de todos los permisos, aprobaciones y consentimientos" del gobierno argentino y del gobierno chileno, indica la citada Resolución.
El Ministerio autorizó, con la firma de su titular Juan José Aranguren, la provisión de hasta 1.000.000 de metros cúbicos diarios de 9.300 Kcal/m3 hasta el 30 de septiembre de 2018, o hasta completar una cantidad máxima total de 115.000.000 de metros cúbicos de gas natural de 9.300 Kcal/m3.
FEDERICO ARINGOLI
La caída de la demanda en verano y la falta de nuevos mercados dejaron el último mes producción sin colocar. La apertura a Chile por ahora funciona como transición.
El crecimiento de los desarrollos no convencionales y la caída de la demanda domiciliaria ya generan excedentes. El mes pasado 4 millones de metros cúbicos neuquinos se quedaron sin destino en los caños locales. El gobierno apura los intercambios con el vecino país.
l complejo negocio del gas en el país, que incluye producción, transporte y distribución, tiene dos grandes desafíos que pueden afectar el desarrollo de Vaca Muerta: la estacionalidad de la demanda y la falta de nuevos mercados. La primera muestra de esto ocurrió hace semanas cuando alrededor de 4 millones de metros cúbicos –lo que produce un buen yacimiento de gas– quedaron “encerrados” dentro de los caños neuquinos sin tener destino comercial.
El problema podría ejemplificarse con la frase popular de la sábana corta: en invierno falta y en verano sobra. Parte de ese escollo es el que llevó al ministro de Energía, Juan José Aranguren, a implementar los swaps (intercambios) energéticos con Chile.
El mecanismo, que esta semana sumó la cuarta autorización de venta al vecino país, establece las condiciones del envío del fluido y su devolución en un plazo de tiempo determinado. Además las empresas que exportan están obligadas luego a importar la misma cantidad enviada, bajo apercibimiento de penalidades.
Este intercambio funciona, para el ministro Aranguren, como una transición hasta el regreso de las exportaciones sin compromisos de devolución, algo que él mismo estima para el verano de 2018.
Pero ¿qué costos tiene este período de reapertura del mercado chileno?
El gas que se envía al vecino país se comercializa a los valores promedios del mercado interno, alrededor de 5 dólares, más costos de transporte y aranceles. pero debería regresar con los precios de venta acordados con las autoridades chilenas: 8,26 dólares. Argentina sumó a Chile en 2016 como un tercer punto de importación para el gas que falta durante el invierno. Es el fluido más caro de los que ingresan al país, incluso más elevado que el GNL que llega a los puertos de Escobar y Bahía Blanca, ya que el vecino país se abastece exclusivamente con barcos de GNL y evita el fluido boliviano, que es más barato, por diferencias políticas.
El swap permite que al ser la misma petrolera que exporta la que está obligada a ingresar el fluido, el precio final de venta para la compañía será el que fue acordado con Chile por el ministro Aranguren. Es decir que tiene una diferencia por intermediación superior a los 3 dólares.
Si bien parece un negocio tentador, no existe una liberación del mercado. Las operadoras no tienen la disponibilidad para colocar las cantidades que deseen en el merado chileno y generar una ganancia con ese circuito.
Además todas las autorizaciones firmadas por el ministro de Energía tienen una cláusula de rescisión en caso de que el país necesite el fluido. Se estima que los envíos serán por el cupo que tiene contratado con el vecino país para los meses de invierno: este año se compraron 270 millones de metros cúbicos.
Por el momento el gobierno autorizó el despacho de 151,9 millones de metros cúbicos, lo que equivale al consumo de todo el país durante un día invernal. Fuentes del mercado especulan que en los próximos días se conocerán nuevos permisos hasta cubrir un volumen similar contratado con el país vecino para 2017.
Todo el gas que importa el país, ya sea el que llega desde Bolivia, el GNL o el chileno, es cubierto con subsidios estatales. Se trata del fluido (entre 20 y 50 millones de metros cúbicos diarios) que falta durante el invierno y que la oferta local, pese al desarrollo de Vaca Muerta, todavía no consigue cubrir.
Con este escenario surge otra pregunta: ¿Ven las petroleras un mercado atractivo para desarrollar Vaca Muerta?
La respuesta, con la fotografía actual, es no.
La demanda residencial, que está garantizada por el Estado, se lleva alrededor del 50% del consumo total durante el invierno y, en verano, apenas entre el 10 y 15 por ciento. Además es la franja de usuarios que menores precios paga, a diferencia de industria y generación, en boca de pozo.
En las últimas semanas también coincidió el descenso de la demanda de gas domiciliaria con un mayor aprovechamiento de las hidroeléctricas, lo que marginó el uso de las centrales térmicas que se abastecen con el fluido como combustible.
“Lo que se ha disparado es la diferencia entre la demanda residencial de verano y la demanda residencial de invierno. Hoy la demanda residencial de verano está entre 12 a 15 millones de metros cúbicos por día y en invierno tenemos una demanda residencial que llega hasta los 65 y 70 millones de metros cúbicos diarios”, explicó días atrás el ministro Aranguren.
El funcionario fue más allá y señaló que “el problema del sector del gas en la Argentina no es el precio, con o sin subsidio, el problema no es que no podamos producir gas natural, el problema es que podamos venderlo”.
La solución de corto plazo para ampliar el mercado que necesita el desarrollo de Vaca Muerta es la recuperación del mercado chileno. Para el vecino país reemplazar con gas argentino el que compra vía barcos (GNL) le permitiría un sustancial ahorro en sus cuentas.
Sin embargo existe un último escollo y quizá el más difícil de vencer: la confianza del mercado chileno. La relación quedó sentida cuando se suspendieron los envíos en 2006. Incluso el vecino país montó plantas de industrialización alentados por el gas barato argentino que, tras el cierre de los gasoductos, quedaron a media máquina.
Pero por el momento habrá que acostumbrarse a los intercambios. Por un lado la balanza comercial sentirá un leve alivio al contabilizar, tras 1o años, envíos de gas al exterior. Por el otro, el gobierno encontró una válvula de escape para descomprimir el apuro de las operadoras que empezaban a hacer equilibrio entre los posibles destinos de su producción y la velocidad de sus desarrollos en Vaca Muerta.
El ministro Aranguren autorizó cuatro envíos trasandinos. Las empresas exportadoras deben garantizar el regreso del fluido
antes del invierno.
El desafío a largo plazo para el gas no convencional es ampliar el mercado interno a través de la demanda domiciliaria y su industrialización.
En números
55.000.000 metros cúbicos diarios produce la provincia de Neuquén. Representa el 50% de lo que se extrae en el país.
4.000.000 metros cúbicos “sobraron” durante varias jornadas en los caños de la provincia.
u$s 8,26 es lo que paga el gobierno argentino por el gas que importa desde Chile en el invierno. Es el más caro de todos los fluidos que trae.
Luego de 11 años el gas argentino volvió a los caños chilenos. No se trata de una exportación directa sino de un intercambio (swap) que obliga a las exportadoras a reingresar el fluido. Uno de los gasoductos que se utilizará será el Pacífico que conecta Loma La Lata en Neuquén con la región del Biobío en Chile.
Hasta ayer el ministro Juan José Aranguren había autorizado cuatro envíos de gas al vecino país. El primer permiso fue otorgado a la casi extinta Enarsa que acordó la transferencia de 6 millones de metros cúbicos con ENAP refinerías.
La segunda licencia fue para una comercializadora. Energy Consulting Services (ECS) consiguió habilitación para vender a Engie Energía Chile S.A. 30 millones de metros cúbicos con un plazo máximo hasta el 15 de mayo.
En ambos casos los reingresos del fluido deben hacerse a los 30 y 240 días de entregados los volúmenes.
Exxon Mobil también tendrá 30 días para importar los escasos 900.000 metros cúbicos que negoció con la firma Innergy, concesionaria del lado chileno del gasoducto Pacífico. Para la petrolera norteamericana se trata de una prueba comercial piloto para allanar camino a un futuro destino del gas que busca producir en Vaca Muerta.
La cuarta habilitación, hasta ahora la más importante, quedó en manos de YPF. La petrolera nacional enviará a Methanex un total de 115 millones de metros cúbicos con un tope de 1,5 millones de metros cúbicos diarios. Los despachos se extenderán hasta el 30 de septiembre de 2018, mientras que para la devolución regirá un plazo de 12 meses.
En caso de no cumplir con los reingresos, las operadoras deberán afrontar los costos de importación del Estado y una multa de hasta un 50% más.
