Los puntos centrales del borrador del nuevo esquema del gas argentino
La Secretaría de Energía, conducida por el neuquino Darío Martínez, giró este fin de semana a las empresas el texto del borrador del Plan Gas 4, con el que el Gobierno pretende frenar la caída en la producción, reactivar la joya de Vaca Muerta y evitar que se disparen las importaciones en los próximos años.
El Estado se hará cargo de subsidiar la diferencia entre el precio del gas en el Punto de Ingreso al Sistema de Transporte (PIST) -mayorista o en boca de pozo- que se traslade a las tarifas y el costo que surja en la licitación, que debería realizar dentro de no más de 10 días, para cumplir con el Inicio del Período Base, fijado para el 1 ° de noviembre de este año.
Los subsidios a la demanda (no a la oferta, ya que los precios surgirán de una licitación) estarán entre u $ s 1 yu $ s 1,50 por millón de BTU, lo que en el primer año costará unos u $ s 1491 millones .
Esto, de todas formas, asume que no habrá traslado del costo a las tarifas, algo todavía incierto, según tuvo acceso Santiago Spaltro para El Cronista.
Según definió Gustavo Pérego, de la consultora ABECEB en Ámbito, es importante que el Gobierno de señales al mercado. “Quiere poner un precio que sea atractivo, en el Presupuesto 2021 hay unos $20.000 millones para operar en el primer precio y está apalancado el subsidio a la electricidad. La Argentina no necesita llegar a un extremo de seguir con esta caía de la producción y salir fuertemente a importar gas para el invierno que viene. El mercado necesitaba una señal”, señaló a Ámbito.
Pérego aseguró que los 70 millones de m3 es una cantidad importante y destacó el plazo a tres años. “Da certidumbre”, consideró. “La incertidumbre es saber cuál será la estrategia de los productores, que no son muchos, ya que YPF representa más del 40%. Tecpetrol sigue adentro de la Resolución 46 y tiene un precio arriba del techo. Esos dos factores son importante para ver cómo responde el mercado al plan”, remarcó.
“El plan va a atraer inversiones, que serán pedidas como contraparte. Peo dado el riesgo país que vive la Argentina, la pregunta es cuánto más se le va a exigir a las operadoras. No es lo mismo los que ya tienen campos desarrollados, como YPF, con los pozos que tiene poca curva desarrollo masivo, y eso impacta en las decisiones”, agregó el analista y consultor.
LmNeuquén destacó los puntos claves del borrador del decreto que oficializa el Esquema para el gas de Argentina:
+Asignación de volúmenes por cuenca: se realizará una asignación a las licenciatarias de distribución en función del orden creciente de precios ofertados para cada cuenca. En caso de igualdad de precios, se asignará proporcionalmente en función del volumen propuesto por cada empresa.
+Autorización de exportaciones: el volumen contractualizado será autorizado, en forma parcial, para su destino de exportación en condición firme fuera del período estacional de Invierno.
+Cobertura de volúmenes ante incumplimientos: en caso de no cubrir el volumen de una cuenca determinada, se podrá asignar dicho volumen a ofertas de otras cuencas siempre que haya capacidad de transporte contratada y disponible.
+ Fecha de inicio del plan y aporte del Estado: es el 1° noviembre de 2020, fecha a partir de la cual las productoras estarán obligadas a cumplir con sus obligaciones y el Estado nacional a pagar la diferencia de precio del gas que se genere entre: (a) el Punto de Ingreso al Sistema de Transporte (PIST) autorizado para traslado a tarifas vigente a la fecha del Inicio del esquema y (b) el precio adjudicado conforme la subasta.
+ Curva de producción e inversiones: la curva de producción presentada por los productores será ajustada proporcionalmente en función del volumen ofertado que fuere efectivamente adjudicado. Dicha curva de producción ajustada no podrá ser inferior a su Inyección Base. El plan de Inversiones a presentar en ningún caso será inferior al flujo de fondos a recibir por el Estado Nacional y si correspondiera, por el precio estímulo que se reconociera por subsidios anteriores, como el de la Resolución 46/17 del entonces ministerio de Energía de la Nación.
+ Offshore: los proyectos costa afuera (Off Shore) tendrán un plazo adicional de cinco (5) años, con lo que el plazo total será de ocho (8) años desde el inicio del Esquema.
+ El plazo base para el esquema del resto de las cuencas: es de tres (3) años a partir del inicio del programa que, tal como se informó más arriba, el gobierno busca poner en marcha el 1° de noviembre.
+ Plazos adicionales: la autoridad de aplicación podrá ampliar el plazo base por plazos de un (1) año, el cual será agregado como año cuarto (4°), y así sucesivamente. Para eso se deberán revisar, para cada año adicional, los volúmenes de demanda, las posibilidades de inversión en infraestructura, los niveles de precio y los correspondientes compromisos de venta.
+ Precio de traslado a la demanda: el Estado podrá tomar a su cargo el pago mensual de una porción del precio del gas natural en el PIST (Punto de Ingreso al Sistema de Transporte) resultante de la subasta para reducir el costo del gas a pagar por el usuario. Al efecto, la autoridad de aplicación determinará, con la asistencia del ENARGAS y mediante un proceso que incluya la participación ciudadana, el monto que podrá ser igual o inferior al precio de Mercado que surja de las adjudicaciones de la subasta. El diferencial entre el precio determinado por la autoridad de aplicación y el precio resultante de la subasta estará a cargo del Estado nacional.
+ Compromiso de inyección, de inversión y de incremento proporcional: será por el plazo de vigencia del esquema. Las curvas de producción comprometidas deberán contener, desde mayo del 2021, una inyección igual o superior a la inyección base (la inyección promedio del trimestre mayo-junio-julio del 2020 de cada productor firmante). El compromiso de entrega se asume por cuenca y por mes, para el abastecimiento de las distribuidoras y de CAMMESA, incluyendo consumos fuera del sistema, y por parte de cada uno de los productores que adhieran.
Victoria Terzaghi presentó, en Diario de Río Negro, las cifras actuales de producción de gas en Argentina, la estimación nacional marca que sin el programa de incentivos la producción promedio diaria de 2022 caerá a 93,6 millones de metros cúbicos, a 86,4 en 2023 ya solo 79,7 en 2024.
La contrapartida de esa caída es la disparada de las importaciones de gas natural licuado (GNL), una sangría de divisas que representaría pasar del volumen de este año que fue de 23,7 millones de metros cúbicos diarios, a 32,2 el año que viene, 40,1 en 2022, 47,3 en 2023 y 54 en 2024 , en un escenario de una demanda clavada en 133,7 millones de metros cúbicos diarios.
Para el 2022 se empezarían a ver los resultados positivos, con una producción promedio de 110,5 millones de metros cúbicos , de 112,2 para el 2022 y de 113,9 para el 2023, valores muy lejanos a los 134,9 millones de metros cúbicos que se produjeron el año pasado.
La necesidad de importaciones caería a la par de la recomposición de la producción permitiendo un ahorro en divisas de 5574 millones de dólares para el 2023 y de 9600 millones de dólares para el 2024 , una diferenciación en años ya que el plan se estructuró a tres años con una renovación de un año que luego podrá ser anualmente extendida.
En lo que hace al ahorro fiscal, el plan proyecta que generará a 2023 un ahorro de 1172 millones de dólares y de 2500 para el 2024 , con un aporte fiscal de hasta 1491 millones de dólares para el primer año, en tendencia decreciente hasta los 1073 en 2024, haciendo un total de 5062 millones de dólares.
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