Precios, inversiones, regalías y subsidios
SEBASTIÁN D. PENELLI
La Secretaría de Energía a cargo de Darío Martínez definió los lineamientos del nuevo Plan Gas 4, denominado también “Esquema de Oferta y Demanda de Gas Natural 2020-2023” o “Esquema Gas 20/23” o “EG20/23” o “Plan GasAr”.
El Anexo que acompañará al Decreto de Necesidad y Urgencia, que esta semana se publicará en el Boletín Oficial con la firma de Alberto Fernández y Martínez, despeja algunas dudas de la iniciativa presentada el jueves pasado en Vaca Muerta.
Como anticipó Ámbito en el Suplemento Energía, con el Plan GasAr se busca sustituir importaciones por u$s5.629 millones, un ahorro fiscal de u$s2.574 millones, aumentar la recaudación en u$s2.525 millones y atraer inversiones privadas por u$s5.000 millones hasta el 2024.
El nuevo esquema entrará en vigencia primero noviembre de 2020, por un plazo base de tres años (hasta 2023), con posibilidad a sumar un año adicional. Según explicó Martínez, como l producción de gas requiere previsibilidad, durante el último año de mandato de Fernández se podrá acordar una extensión anual, pero con una revisión de los volúmenes de demanda, la inversión en infraestructura, niveles de precio y los compromisos de venta, bajo responsabilidad del gobierno siguiente.
Los proyectos costa afuera (offshore) tendrán un plazo base de tres años, con un adicional de cinco, con lo que el plazo total será de ocho años desde el inicio del Esquema.
El volumen total será de 70 MMm3/d, distribuidos de la siguiente manera:
+ Cuenca Austral (comprende la producción on shore y off shore de las provincias de Chubut, Santa Cruz y Tierra del Fuego, Antártida e Islas del Atlántico Sur): 20 MMm3/d
.+ Cuenca Neuquina: 47,2 MMm3/d.
+ Cuenca Noroeste: 2,8 MMm3/d.
Sí. La Secretaría de Energía tiene potestad de modificaciones del volumen base total en los porcentajes que determine, según las necesidades.
Las reasignaciones se pueden realizar cada seis meses, en función de variaciones en la demanda de distribuidoras (usuarios residenciales e industriales) o de Cammesa (para generación eléctrica), o ante cambios en la participación de los productores.
Según el Anexo, la reasignación tendrá en consideración el gas combustible retenido y devuelto a transportistas (TGS, TGN, por ejemplo). En todos los casos, el gas combustible deberá ser utilizado para satisfacer la demanda prioritaria y no podrá ser cedido a ningún tercero.
Todos los usuarios residenciales (del R1 al R3-4), los usuarios P1, P2 y P3 (Grupo III), que son consumidores (empresas e industrias) que demandan gas para usos no domésticos en donde el cliente no tiene una cantidad contractual mínima.
Quedan excluidos los segmentos Gas Natural Comprimido (GNC) para su uso como combustible para automotores y al Servicio General “P3”, de los Grupos I y II.
Al firmar los contratos, las empresas se comprometen a incrementar la producción para evitar el declino y el Estado nacional a abonar la diferencia de precio del gas que se genere entre el PIST (Punto de Ingreso al Sistema de Transporte de Gas Natural) y el precio adjudicado por subasta.
El Anexo detalló que el PIST surgirá de la concurrencia en el mercado, en un marco de libre competencia, con un precio tope (máximo). Para la Cuenca Neuquina rondará los u$s3,70 y para la Cuenca Austral unos u$s3,40. Se estima que en cuatro años de Plan GasAr el Estado podría hacerse cargo de unos u$s5.000 millones en total.
A partir del precio de la subasta para el gas en el PIST, la Secretaría de Energía y el Enargas de Federico Bernal definirán cuáles son los niveles de traslado (pass through) del costo a la demanda prioritaria. “De esta manera, la Autoridad de Aplicación establece el contenido de la política pública de subsidios a fin de proteger a los segmentos vulnerables de la población. De allí que esta iniciativa tenga en cuenta tanto los precios requeridos para el desarrollo sostenible de la producción de gas en todas las cuencas de nuestro país, como los niveles tarifarios (y de subsidio) asociados que están relacionados con la demanda prioritaria”, señaló el documento Anexo al que accedió Ámbito.
El objetivo del Gobierno es asegurar el suministro, mediante un instrumento que permita disociar el precio del gas natural, que refleja los reales costos de producción y desarrollo, del valor que se traslada a los usuarios de las distribuidoras por medio de la tarifa. Pero al mismo tiempo lograr que los costos del sistema eléctrico no aumenten por necesidad de reemplazar gas natural de origen nacional por sustitutos importados de mayor costo.
En despachos oficiales insisten que el Plan GasAr permitirá sustituir importaciones por u$s5.629 millones, generar un ahorro fiscal de u$s2.574 millones, aumentar la recaudación en u$s2.525 millones y atraer inversiones privadas por u$s5.000 millones hasta el 2024.
Pasados los 30 días corridos del mes siguiente a la inyección las productoras deberán informar bajo Declaración Jurada la inyección total, las ventas (y a qué precios) y un cálculo propio de la compensación que debería pagar el Estado.
El DNU establecerá que 20 días después un pago provisorio, equivalente al 75% de la compensación calculada (subsidio) por cada productor. La inyección base es el promedio del trimestre mayo-junio-julio de 2020. Para acceder al pago provisorio las compañías deberán constituir un seguro de caución, mediante pólizas aprobadas por la Superintendencia de Seguros de la Nación, y serán extendidas a favor de la Secretaría de Energía.
Luego, la información de los privados será contrastada con informes oficiales y de “auditores independientes”, bajo la mirada de la Subsecretaría de Hidrocarburos, y finalmente en no más de 50 días corridos de la presentación de DDJJ se definirá el Precio Ajustado del subsidio, que es el valor final y definitivo que recibirán los productores.
El Gobierno buscará por todos los medios que las productoras acuerden precios o se filtren los valores previos a las subastas. El punto 96 del Anexo las obliga a presentar junto con su oferta una declaración de “oferta independiente” y un compromiso de denuncia frente a la Secretaría de Energía, en caso de tomar conocimiento de que otro participante ha incurrido en este tipo de prácticas.
El DNU sostendrá que se quiere “evitar toda conducta que implique la cooperación o revelación de las posturas o estrategias de participación de los Productores Firmantes que pueda vulnerar los objetivos de competencia y transparencia del presente Esquema para determinar el Precio de Mercado”.
El Decreto establece un extenso cuadro de penalidades en caso de no cumplir con las obligaciones asumidas, dependiendo el porcentaje de inyección de gas no volcado al sistema y en qué parte del año ocurre la falta. También prevé sanciones si se detecta un atraso en el plan de inversiones necesarias para cumplir el acuerdo o si no se cumple con el plan del Valor Agregado Nacional, que prevé generar más empleo y contratación de proveedores locales.
En el caso de que el Estado Nacional incumpliere sus obligaciones de pago, por el plazo de seis 6 meses consecutivos o alternados, y/o por las sumas equivalentes a tres veces la compensación mensual promedio que el Productor Firmante tuviere derecho a percibir, el Productor Firmante podrá optar por alguna alternativas para obtener un resarcimiento.
+ Continuar y que se devengue la deuda por los períodos y/o montos impagos.
+ Continuar, pero sin la obligación de cumplir el compromiso de Inyección total y con derecho a la reducción proporcional.
+ Continuar, pero sin la obligación de cumplir el compromiso de Inyección total y revisión de precios.
+ Darse de baja y liberar las cauciones.
+ Continuar, pero sin la obligación de cumplir con los volúmenes de inyección establecidos
+ Ajustar y/o reducir el compromiso de inyección total, en proporción a la Cantidad Máxima Diaria prevista en los contratos terminados.
El DNU promueve que las empresas acople nuevo Plan GasAr a los planes de estímulo vigentes, lanzados por otras administraciones, como los previstos en la Resoluciones N° 46-E/2017, 419-E/2017 y 447-E/2017. Este punto es muy importante para dilucidar qué hará Tecpetrol, un jugador clave para la reactivación de la producción que tiene judicializado el plan de Mauricio Macri y Juan José Aranguren.
Según el Anexo, hay varias opciones para acoplar los planes, con objetivo de “igualar” las condiciones de partida de todos los productores, y con la salvedad que aquellos que lo deseen pueden adoptar estas medidas cuando vence a Resolución 46, en enero del 2022:
+ (i) que los volúmenes adicionales a los allí involucrados queden incorporados en la presente iniciativa de acuerdo con las condiciones del presente esquema,
+ (ii) que la inversión del Estado durante la vigencia de dicho Programa redunde ahora en precios competitivos y se dé forma a un solo mercado de gas con precios uniformes,
+ (iii) se contemplen los derechos de quienes en la actualidad son beneficiarios de ese Plan de estímulo.
En caso de cubrirse el volumen base Total, los productores dispondrán con un derecho preferencial de exportación en condición firme. Este derecho podrá ser utilizado tanto para la exportación de gas natural por ductos como para su licuefacción en el país y posterior exportación como Gas Natural Licuado (GNL), y operará conforme a la siguiente distribución:
+ Cuenca Neuquina: siete (7) MMm3 /d, divididos en bloques de 4 MMm3/d; y 3 MMm3 /d remanentes.
+ Cuenca Austral: cuatro (4) MMm3 /d, divididos en 2 bloque iguales.
El Anexo aclaró que este cupo de exportación y la división puede ser modificado por la Secretaría de Energía a efectos del mejor cumplimiento de los objetivos del Plan GasAr.
Las provincias utilizarán los precios del gas natural que sean efectivamente facturados como consecuencia de las ventas realizadas por los productores a sus clientes. Ese mismo precio se tendrá en cuenta para determinar cualquier otro gravamen impositivo y/o aduanero aplicable.
Fuentes oficiales estimaron un incremento de la recaudación fiscal a nivel nacional, provincial y municipal de u$s2.525 millones en tres años.
En ese caso, deberá notificar por escrito a la Secretaría de Energía y tendrá el derecho:
+ Mantener su participación en los volúmenes y asumir desde otras áreas de explotación.
+ Reducir su participación en los volúmenes proporcionalmente en el porcentaje que la producción de gas natural proveniente de dicha área cedida represente en su producción total de gas natural.
Si se opta por ceder participación, el nuevo titular deberá comprometerse automáticamente cuando asuma a suministrar el volumen de gas natural equivalente al porcentaje de participación transferido.
Sí. El objetivo plan GasAr también tiene por objetivo agregar valor a la cadena de abastecimiento, a través de la transferencia de tecnología y conocimiento por parte de las productoras. También busca promover una mayor participación directa de los proveedores locales y más contratación de trabajadores.
En este caso, las empresas deben presentar:
1. Un plan de abastecimiento anual de compras de bienes y servicios que cuente con un detalle del sostenimiento de los niveles de empleo,
2. Un programa de desarrollo de proveedores directos locales, regionales y nacionales de bienes y servicios,
3. Un mecanismo de contratación transparente y abierto a los oferentes de bienes y servicios; y
4. La concreción de instrumentos destinados a extender a sus empresas proveedoras los beneficios financieros asociados a la baja del riesgo por la constitución de la garantía de pago.
