SEBASTIÁN PENELLI

El Gobierno avanza a paso firme con el nuevo Programa de Estímulo a la Producción de Gas para “reordenar” el sector energético en la Argentina. La iniciativa posee múltiples objetivos: abastecer de gas el invierno 2021; reanudar la actividad de los hidrocarburos en medio de la pandemia; sostener las fuentes de trabajo; reducir al mínimo las importaciones de Gas Natural Licuado (GNL); evitar la salida de divisas por compra de energía; aumentar la inversión privada, y principalmente, acordar con las empresas productoras y distribuidoras un “esquema de trabajo” por cuatro años que permita descongelar las tarifas de gas y electricidad progresivamente, sin que los usuarios sufran un gran impacto en sus bolsillos.

Si bien la formulación del plan está a cargo del Ministerio de Desarrollo Productivo, funcionarios de Economía ya intervinieron para indagar en los costos de la propuesta para las arcas públicas, ya que prevé una fuerte inyección de subsidios para incentivar la producción. La perforación de pozos de gas viene en declive desde meses, situación que se agravó por el aislamiento obligatorio. En mayo la producción de gas cayó 9,2% frente al mismo mes de 2019, al llegar a 124,4 MMm3/d, según datos del IAE Mosconi. El gas convencional (57% del total) se redujo 10,6% en el último año y el no convencional bajó 7,2%.

Según confirmaron fuentes oficiales a Ámbito, el precio de incentivo será de u$s3,4 por MMBTU y se mantendrá los cuatro años que dura el acuerdo. Se estima que hoy la demanda cobre unos u$s2,45. El resto, lo afrontará el Estado. Las empresas deberán cumplir metas de producción y compromisos de entrega.

Las subastas de Cammesa se dividirán en 50 MMm3 por la Cuenca Neuquina (Vaca Muerta) y 20 MMm3 por la Austral para distribuidoras (usuarios residenciales, comerciales y pymes) y a usinas eléctricas. No se permitirán las compensaciones entre cuencas y habrá fuertes sanciones para los que no cumplan la provisión, principalmente en las temporadas de alto consumo. “Se obligaría a los incumplidores a costear la compra del combustible necesario para sostener el abastecimiento requerido”, explicaron las fuentes consultadas por este medio. Además, el plan prevé un castigo vía precios para los que no inyecten el gas suficiente hasta perder todo el subsidio.

A partir de 2021, el precio se ajustará en los inviernos y los veranos, cuando crece la demanda interna. No se descarta que las productoras usufructúen un remanente exportable de 8 MMm3. Al momento de subastar, los productores deberán tener en cuenta la Resolución 46, que otorgó beneficios al sector durante el gobierno de Mauricio Macri, o podrán dejarla de lado si presentan una DDJJ de renunciamiento a futuros juicios. La norma de Cambiemos sigue en pie y convivirá con el nuevo plan de estímulo en el corto plazo.

Roberto Carnicer, director del Área de Energía, de la Facultad de Ingeniería de la Universidad Austral, aseguró que se necesita desacoplar el precio de gas doméstico del precio en boca de pozo. “La gente podrá pagar lo que pueda, pero no es lo normal. El resto lo cubrirá el Estado. La palabra incentivo tiene connotación productiva, la palabra subsidio no trae ningún beneficio, más allá que ayudar a los que están en la pobreza. Esto sería un incentivo para que el precio del hidrocarburo sea lo suficientemente adecuado para seguir desarrollando recursos y potenciar al sector”.

En ese marco, Carnicer destacó la intención del Gobierno de incluir a la Resolución 46 en la propuesta. Esa medida aplicó un precio incentivo decreciente de u$s7,5 en 2018, que finalizará en diciembre de 2021 a u$s6. “Que te paguen lo que te deben siempre es bueno, necesario e imprescindible. Es una señal de seguridad jurídica. Pero debe haber un cúmulo de medidas aplicables en medio de una crisis. No solo hay que solucionar la coyuntura, sino planificar el futuro”, afirmó el académico.

Las compañías YPF, PAE y Tecpetrol, entre otras, ya están al tanto de la propuesta. Funcionarios designados por Matías Kulfas les contaron los detalles por videoconferencia. Directivos de las operadoras admitieron que se necesita un programa de estímulo que de previsibilidad al negocio del gas. Sin embargo, también plantearon algunas dudas.

La cuenca Austral incluye la actividad offshore, que según el nuevo plan tendrá un plazo de siete años, aunque el costo de operación es mucho más elevado que la perforación continental. ¿Quién se hace cargo de la diferencia si el precio tope en la subasta es el mismo? Tampoco se diferencia la producción convencional y no convencional. Otro punto a evaluar son las “trabas” a la importación de equipos e insumos para la producción, y el cepo cambiario, que perjudica la adquisición de bienes en dólares y frena las inversiones.

El ministro Kulfas explicó que con el nuevo plan se busca “encontrar un mecanismo para contractualizar a largo plazo la demanda de gas a los productores a un precio razonable y que pueda garantizar la rentabilidad del sector como el desarrollo de inversiones”.

El interventor del Enargas, Federico Bernal, prometió a las distribuidoras de gas natural otro aporte del Estado. “Vamos a reiniciar obras que están detenidas e iniciar otras que son esenciales. Vamos a cumplir con la competencia legalmente asignada al Enargas a los efectos de extender el servicio público a todos los argentinos y las argentinas que tengan acceso técnicamente posible”, señaló.

En este marco, el IAE Mosconi planteó limitar las posiciones dominantes y buscar un nivel de precios acordes a un país productor, o sea, referirse en el import parity. Al mismo tiempo, propuso incluir a Bolivia en las subastas de gas, para generar competitividad entre los oferentes. En el Gobierno lo descartaron de plano.