El gobierno sigue empantanado con el lanzamiento de su programa de incentivo a la producción.

La Secretaría de Energía de la Nación sigue intentando destrabar el Plan Gas 4 luego de varios intentos y modificaciones a lo largo de los últimos meses y tras haberlo lanzado públicamente en un acto el 15 de octubre en el área Loma Campana, que tiene YPF en la provincia de Neuquén, que incluyó al presidente Alberto Fernández, pese a que aún no lo tenía terminado.
Según una fuente cercana a la cartera que dirige Darío Martínez, la normativa saldría dentro de unos días, aunque no pudo precisar cuándo. Las jornadas pasan y el decreto que pondrá en vigencia la norma sigue sin aparecer.
Esta nueva dilación se debe a que el Gobierno anunció la medida sin haber resuelto previamente el mayor escollo que le permitiría lograr el éxito del programa de incentivo para la producción de gas natural en el país, con el que busca revertir la caída que viene acarreando desde principios de año: el juicio que mantiene Tecpetrol contra el Estado por el incumplimiento de las condiciones de la Resolución 46, tras la modificación que sufrió la regulación en febrero de 2019.
La Secretaría de Energía precisa que la petrolera del grupo Techint participe del Plan Gas 4 para poder cumplir con los objetivos que se ha planteado, ya que es la mayor productora del fluido de Vaca Muerta, señala una fuente de una compañía del sector que se sumará a la propuesta oficial.
Tecpetrol alcanzó su pico de producción de gas natural de 17,50 millones de metros cúbicos por día (MMCD) de gas natural durante el año pasado, con los 64 pozos que tiene operativos en su área Fortín de Piedra, en la provincia de Neuquén.
Mientras la compañía mantenga en pie la demanda contra el Estado por la Resolución 46, no podrá sumarse al Plan gas 4, lo que ha puesto más nerviosos a los funcionaros que a los propios directivos de la empresa.
“Aquel que está en un proceso judicial tiene que renunciar de alguna manera o poner arriba de la mesa esto antes de subsidiar con otro plan”, afirmó Martínez en una entrevista pública con Econojournal.
Por esa razón, el presidente Alberto Fernández invitó a almorzar el lunes al CEO y al director corporativo del Grupo Techint, Paolo Rocca y Luis Betnaza a la Quinta de Olivos, señala una fuente cercana a la empresa. En la reunión, el primer mandatario buscó solucionar el problema y que la empresa desistiera de la demanda para poder sumarla al Plan Gas 4.
Sin embargo, la compañía esperará hasta que el programa de incentivo esté publicado en el Boletín Oficial para tomar alguna decisión, ya que el proyecto ya se ha modificado numerosas veces en los últimos meses y prefieren evitar sorpresas, señala la misma fuente.
Más allá de esto, el ingreso de Tecpetrol recién podría producirse en enero de 2022 ya que, según el borrador del Plan Gas 4, primero debe terminar de cobrar lo que recibe por la Resolución 46 para poder sumarse a no ser que desista de percibir este beneficio para entrar en el nuevo programa de subsidios.
Dentro de la industria, la medida ha generado más dudas que certezas en cuanto a la metodología que se implementará para estos casos, explica la fuente de la petrolera. Según el inciso 38 de la norma, percibirán el precio mínimo que se obtenga en la licitación que realizará el Gobierno para los contratos de compra de 70 MMCD de gas natural a lo largo entre 2020 y 2023.
A su vez, establece que “en caso de no renunciar a los beneficios mencionados en el punto precedente, a los efectos de la comparación y asignación de ofertas, el precio ofertado se ajustará en función del valor presente neto (VPN) de los ingresos correspondientes a los volúmenes propuestos para el período base, para lo cual se tendrá en consideración, hasta el 31 de diciembre de 2021, los precios mínimos establecidos en la citada resolución, descontados a una tasa del 10%”.
Según la tercera segunda fuente, esto implica que quien cobre la Resolución 46 “va a tener que presentar ofertas por volumen disponible para la venta y quedará en lista de espera hasta que venza la norma anterior, el 31 de diciembre de 2021, y luego cobrará el precio mínimo del concurso de precios”.
Mientras tanto, las demás compañías, que no participaron del programa lanzado por la administración de Mauricio Macri, serán las encargadas de suministrar la totalidad de los 70 MMCD de gas natural que establece el nuevo programa de incentivos durante todo 2021.
El borrador del decreto tampoco le deja claro a la industria es si esto les permitirá formar parte del listado de empresas que serán habilitadas para venderle el fluido a los países vecinos ya que el proyecto señala que “se otorga prioridad para exportar en condición firme parte del volumen total de exportación, y fuera del período estacional de invierno, a aquellos productores firmantes que presenten precios más competitivos de acuerdo con el posicionamiento que surja de la licitación”.
Lo que sí especifica el Plan Gas 4 es que toda producción que supere la provisión de los 70 MMCD que establece el programa de incentivo, podrá comercializarse en el extranjero ya sea como gas natural o gas natural licuado (GNL). Para esto, cada cuenca tendrá una cuota determinada.
La Neuquina contará con 7 MMCD, de los cuales los primeros 4 MMCD quedarán en manos de quienes formen parte de este programa y los otros 3 MMCD serán para los restantes. En tanto, la Austral tendrá un cupo total de 4 MMCD que se dividirá en mitades iguales entre ambos grupos.
“Bolivia viene con un declino de producción en cuanto Argentina y Brasil. Tenemos ahí un horizonte importante, en cuanto a la industria brasilera vamos a tenerlo de competidor en Brasil en cuanto a la posibilidad de colocar nuestro gas ahí. Le vamos a pedir a la Cancillería y Economía que vaya a analizar si podemos colocar nuestro gas y ahí va a haber una competencia con el gas boliviano”, señala Martínez.

Lo que viene
El Plan Gas 4 establece que el gobierno nacional realizará una subasta de precios en noviembre, en una fecha que aún no ha sido anunciada, a través del Mercado Electrónico del Gas (MEGSA) para que cada compañía le suministre un volumen de gas natural a la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico Sociedad Anónima (CAMMESA) y a las distribuidoras por un total de 70 MMCD durante todo el año entre 2021 y 2023. A su vez, les abonará la diferencia entre el precio adjudicado y un máximo de 3,70 dólares por millón de BTU (MBTU).
En la última licitación que realizó en el MEGSA, el 23 de septiembre, la mayorista estatal de energía compró 61,49 MMCD de gas natural, por debajo del volumen máximo que estipula el Plan Gas 4, a un promedio de 2,07 dólares por MBTU (con extremos de 1,3216 y 2,6401). De haber estado en vigencia el nuevo programa de incentivos, el Estado debería haberles pagado a las empresas entre 2,38 y 1,06 por MBTU como compensación.
La cantidad licitada será complementada, a su vez, por un volumen adicional que se comprará en cada período estacional de invierno (entre el 1 de mayo y el 30 de septiembre) en ese mismo período. Sin embargo, la normativa no establece de cuánto será la cantidad extra, pero señala que estará sujeta a las restricciones del sistema de transporte.
En tanto, para los proyectos offshore estos plazos serán de un lustro para tratar de incorporar a aquellos desarrollos que requieran un horizonte mayor. Tanto para estos como para los onshore este plazo podría ampliarse por un año más, decisión que estará en manos de la Secretaría de Energía y dependerá de “los volúmenes de demanda, las posibilidades de inversión en infraestructura, los niveles de precio y los correspondientes compromisos de venta”.
Para evitar la saturación en la evacuación de la producción, el Ente Nacional Regulador del Gas (Enargas) está trabajando con Transportadora de Gas del Norte (TGN) y Transporte de Gas del Sur (TGS) para ampliar la capacidad de sus gasoductos, en un proyecto que requerirá de una inversión de, al menos, 400 millones de dólares.
El Plan Gas 4 establece que cada cuenca tendrá su cuota de producción dentro de los 70 MMCD que subastarán en noviembre, con lo que evitará que una región deje afuera a otra por una cuestión de precio o volumen. Así, la Neuquina contará con un total de 47,20 MMCD, la Austral, 20 MMCD (incluye lo offshore) y la Noroeste, 2,80 MMCD.
En caso de que una de ellas no pueda cumplir con esta meta, la Secretaría de Energía de la Nación podrá asignarles a las otras lo restante, siempre que exista capacidad de transporte contratada y disponible en los respectivos gasoductos.
El Estado se comprometerá a pagar la diferencia entre lo ofertado en la licitación hasta un máximo de 3,70 dólares por MBTU entre todas las cuencas. La cancelación del 75% de este monto se realizará a los 50 días y el 25% restante, 50 días después.
Este es el punto que genera más desconfianza en la industria dada las malas experiencias que tuvieron las empresas en programas de incentivos anteriores en el que los pagos se retrasaron varios meses o el Gobierno terminó abonándolos con títulos del Tesoro Nacional.
“La judicialización hizo que la industria viene con mucha desconfianza y empieza a dudar la responsabilidad de pago de estos estímulos, de estos esfuerzos fiscales. Por eso, nosotros hemos incorporado la manera en la que vamos a hacer los certificados y una garantía que va a tener el inversor de que va a poder cobrar este estímulo. Eso lo pusimos arriba de la mesa para que puedan seguir bajando el precio tope”, explica Martínez.
A estas preocupaciones, se la suma la de la inestabilidad cambiaria que vive el país y la diferencia entre el tipo de cambio oficial y el paralelo ya que muchas de ellas tienen que pagar deuda en dólares en el exterior o girar dividendos y las oscilaciones en un lapso de 50 días puede ser muy grandes, lo que reduce su rentabilidad.
En la actualidad, el dólar cotiza en la Argentina a 78,13 pesos, mientras que el MEP contado lo hace a 159,80, el contado con liquidación a 171,63 y el informal a 195. Sin embargo, ninguna empresa puede comprar libremente la oficial debido a las restricciones impuestas por el Banco Central de la República Argentina (BCRA).
El Plan Gas 4 busca “establecer un esquema de confianza y previsibilidad. Si no hay eso, no hay el resto y si no hay inversiones no habrá resultados positivos y lo que nos va a pasar las consecuencias llevando puesto”, destaca Martínez.

Una medida con poco ambiciosa
El Plan Gas 4 lleva meses de análisis primero dentro del Ministerio de Desarrollo Productivo y, luego, en el de Economía, sin embargo, terminó siendo, por lo menos, poco ambicioso en sus metas ya que pasó de buscar un incremento del 30% frente a la producción del año pasado a tratar de quedar por debajo de las marcas registradas a diciembre de 2019 en los próximos cuatro años.
Con el paso del tiempo, se fue desdibujando la función original del programa, que era incentivar la actividad de la industria para pasar a ser el salvavidas para un país quebrado que se ha quedado sin reservas de divisas en el Banco Central y busca desesperado frenar el drenaje de dólares,
Los propios funcionarios reconocen esto. Con esta normativa se va a “cortar esa sangría de divisas que se nos va en función de esa importación”, afirmó Martínez, durante la presentación del Plan Gas 4 en Neuquén.
El ministro de Economía, Martín Guzmán, concuerda y agregó en el mismo evento que esto “va a permitir que haya menor dependencia de las importaciones y eso es muy importante para no tener un drenaje de divisas y para la estabilidad cambiaria que es algo que hay que seguir trabajando en construir, que es importante para la estabilidad de precios y de los ingresos de las familias argentinas”.
Los analistas varían en el cálculo de la cantidad de reservas de libre disponibilidad que tiene actualmente el BCRA en sus arcas. Según el economista asociado de Econviews, Andrés Borenstein, son de 500 millones de dólares. En cambio, para Fernando Baer, economista asociado de Quantum Finanzas, serían de -450 millones, por lo que está utilizando parte de los encajes bancarios para operar en el mercado cambiario.
Según el borrador del Plan Gas 4, “los productores deberán comprometerse a lograr una curva de producción por cuenca que garantice el sostenimiento y/o aumento de los niveles actuales. Esto, en una actividad con declino geológico, implica un volumen de inversión significativo que – a la vez – tracciona los niveles de empleo”.
A su vez, establece que las curvas de producción comprometidas deberán contener, desde mayo de 2021, una inyección igual o superior al promedio registrado por empresa y por cuenca entre mayo y julio de 2020.
Según la Secretaría de Energía de la Nación, este año concluirá con una generación total de 110 MMCD, por debajo de los 119 MMCD registrados durante 2019. Con el nuevo programa de estímulo, espera llegar en 2021 a los 108,90 MMCD y, de esta forma, revertir los 101,50 MMCD que estimaba alcanzar si no se hiciera nada.
Para 2022, la situación mejoraría un poco ya que espera llegar a los 110,50 MMCD, el mismo nivel que en 2020, aunque por encima de los 93,60 MMCD que se producirían si no se implementara el Plan Gas 4.
Recién en 2023, la generación podría incrementarse, ya que el Gobierno apuesta a que se ubique en los 112 MMCD, muy por arriba de los 86,40 MMCD que se registrarían si no se tomara ninguna medida, lo que profundizaría la caída que se viene dando a lo largo de este año.
En caso de que el Plan Gas 4 se extienda hasta 2024, la Secretaría de Energía de la Nación espera que la producción se ubique en los 114,20 MMCD frente a los 79,90 MMCD que se obtendrían si no se hiciera nada, aunque no lograría alcanzar los niveles de 2019.
Como el consumo esperado para el período 2021-2023 es de 133,70 MMCD, la administración de Alberto Fernández debería tener que importar 32,20 MMCD el primer año; 40,10 MMCD en el segundo y 47,30 MMCD en el tercero.
Con el Plan Gas 4, el Gobierno espera tratar de sustituir compras al exterior por un total de 18.317 MMCD durante ese lapso y, así, evitar desembolsar divisas por unos 5.629 millones de dólares, a lo que habría que sumarle un ahorro fiscal de 1.172 millones y un incremento de la recaudación de 2.525 millones en los próximos tres años, según cálculos oficiales.
“Hay que encontrar un punto donde van a perder o quebrar, porque no tengo las inversiones y me pasa lo que me ocurre ahora con el gas, que hay un declino importante y es nos obliga a importar a un costo más elevado”, resalta Martínez.
Los objetivos del programa no serían demasiado complicados para las empresas incluso dentro de la actual crisis económica y financiera que vive el país ya que implicaría que producir un total de 50,40 MMCD para cumplir con las metas, lo que equivaldría a un promedio de 16,80 MMCD cada año.
En la actualidad, cada pozo de shale gas en Vaca Muerta está generando cerca de 0,50 MMCD por lo que se necesitarían perforar unos 34 cada doce meses entre todas las compañías para alcanzar lo requerido por el Plan Gas 4, con una inversión total de 340 millones de dólares anuales, a lo que habría que sumarle los que hagan para exportar.
Los rendimientos de los pozos tight gas y convencional son menores por lo que precisarán perforar más, aunque los montos a desembolsar también son menores. Sin embargo, esto quedaría muy lejos de los 5.000 millones de dólares que la Secretaría de Energía espera que inviertan las empresas entre 2021 y 2023.
“Calculamos que las empresas suban entre 12 y 13 equipos con el Plan Gas. Ahora, YPF va a levantar 7 equipos y el resto de la industria va a hacer lo propio con otros tantos”, explica Martínez.
Sin embargo, esto podría ser más simple aún ya que muchas compañías tuvieron cerrados sus pozos petroleros, con los que producen gas asociado, entre mayo y septiembre debido a que la caída en el consumo de hidrocarburos hizo que las refinerías dejaran de comprarles, algo que se mantiene en muchos casos hasta la actualidad, señala una cuarta fuente de la industria.
De esta forma, sólo precisarán ponerlos en actividad nuevamente (si es que logran vender el crudo) para alcanzar y superar las metas del Plan Gas 4, con lo que pasarían a cobrar un subsidio sin esforzarse demasiado, explica.
Como siempre en la Argentina suele ocurrir lo que dice el dicho: “Hecha la ley, hecha la trampa”. A no ser que el Gobierno haya contemplado esto para cumplir con sus objetivos rápidamente.

Fuente: Desarrollo Energético.