Se trata del programa de estímulo a la producción del fluido que asegura a las petroleras el cobro de un precio fijo del gas más allá de lo que suceda con las tarifas y la evolución del tipo de cambio. Apunta a reforzar la oferta de gas para el invierno del año próximo a fin de bajar lo más posible la importación de LNG, gas de Bolivia y combustibles líquidos.

Algunas petroleras dudan en convalidar un precio a la baja del gas, de US$ 3,66 por millón de BTU, como el que establece el pliego redactado por la Secretaría de Energía justo cuando a nivel internacional el Brent supera los 80 dólares y el gas licuado se vende en Asia y Europa por encima de los 30 dólares por millón de BTU.

En este contexto el pliego que armo la cartera que dirige Darío Martínez pretende adquirir, como máximo, 6 millones de metros cúbicos diarios (MMm3/día) de gas a partir de mayo del año que viene. La licitación estipula que se buscará contratar unos 3 MMm3/día desde la cuenca Neuquina, 2 desde la cuenca Austral y uno desde la cuenca del Noroeste, aunque en este último caso es sólo una redacción testimonial para recrear el espíritu federal de la norma, dado que se descuenta que ningún productor ofrecerá gas desde el norte del país. Por lo que, en los hechos, Neuquén terminará asumiendo un cupo de 4 MMm3/día de gas.

Cerca de Martínez descuentan que recibirán ofertas desde productores que tienen desarrollos en Vaca Muerta. Algunas empresas sobrecumplieron sus compromisos de inyección para este año, por lo que están en posición de contractualizar ese adicional en la ronda 3 del Plan Gas.Ar. YPF, por ejemplo, llegó a producir casi 34 MMm3/día de gas cuando su compromiso en la ronda 1 del programa era de 30 millones. Sólo con una campaña de pozos que compensen la declinación y le permitan mantener su nivel actual de producción, está en condiciones de ofrecer un volumen en la licitación. Tecpetrol, Pampa y Pluspetrol, todas con desarrollos de gas no convencional en Neuquén, también están en una posición similar.

El problema, para los privados, es la fórmula de precios que estableció el pliego de la licitación. Si bien los funcionarios del gobierno rectificaron su posición inicial, que consistía en establecer como precio máximo del gas en torno a los 3,50 dólares, un importe equivalente al valor promedio de la ronda 1 del Plan Gas.Ar, el esquema elegido tampoco dejó conforme a las empresas.

Se tomará como precio tope del gas al valor máximo ofertado en la ronda 1, que correspondió a YPF y equivale a US $3,66 por millón de BTU. Es un importe inferior a los 3,70 dólares que estipula la primera licitación del Plan Gas.Ar realizada en enero de 2021. Es decir que, en los hechos, el gobierno apunta a conseguir más gas con precios a la baja.

Es entendible que la Secretaría de Energía pretenda avanzar en esa dirección. Incluso, en términos políticos, le serviría a Darío Martínez para ganar casilleros en la interna siempre latente que mantiene con el interventor del Enargas, Federico Bernal, que fue crítico del precio de referencia elegido por el Plan Gas.Ar por considerarlo excesivo.

El director comercial de una compañía multinacional lo puso en estos términos: “¿Cómo hago para convencer a la casa matriz de que invierta un dólar más en la Argentina para vender gas a US$ 3,60 cuando podría invertir en EE.UU. o África para exportar LNG a más de 20 dólares? Ni siquiera tengo espacio para plantear esa alternativa”, aseguró.

“Si la intención oficial era reemplazar importaciones que van a ser más caras el año próximo, lo mejor hubiera sido poner un precio más alto del de la Ronda 1. La importación de LNG puede llegar a costar 14 dólares. Nosotros no pedimos ese valor, pero por lo menos ofrecé 4,5 o 5 dólares para que la oferta resulte más atractiva”, dijo el ejecutivo de otra empresa.

En la ronda 1 del Plan Gas.Ar, que ofrecía un precio más alto que en esta tercera, el gobierno no consiguió cubrir los 70 MMm3/día de gas que buscaba para cubrir la demanda base. Las ofertas recibidas sumaron 67,82 millones. “Si con un precio más elevado no se cumplió ese objetivo, por qué ahora debería aparecer más gas con un precio inferior. Por más que haya más gas en el sistema porque YPF y algunas productoras de gas asociados al petróleo (como Pluspetrol en La Calera), es incómodo validar una señal de precios negativa cuando en el mundo los precios están mucho más altos”, reconoció el gerente comercial de otra petrolera.