Plan Gas: los últimos cambios introducidos no generan consenso entre petroleras
La mayoría de los productores cuestiona que, tal como quedó redactado, el programa transferirá la mejor parte del negocio de gas a YPF.
El último borrador que se giró esta semana a las empresas incorpora dos modificaciones que no terminan de generar legitimidad. Los puntos más importantes del esquema, aún sin definición. La mayoría de los productores cuestiona que, tal como quedó redactado, el programa transferirá la mejor parte del negocio de gas a YPF. Gobernadores se involucran personalmente en la negociación con Nación.
La discusión sobre la letra chica del esquema de contractualización del mercado de gas para los próximos seis años —que se materializará en una nueva versión del Plan Gas que se extenderá entre 2025 y 2028— escaló al máximo nivel del gobierno. La publicación del decreto presidencial que oficializará el nuevo programa de estímulo al gas llevaba casi 20 días de demora porque el Ejecutivo no era capaz de encontrar una fórmula que genere consenso entre los principales productores del hidrocarburo.
Una semana después esa divisoria de agua entre quienes apoyan la regulación que redactó la Subsecretaría de Hidrocarburos que dirige Federico Bernal —fundamentalmente YPF y Tecpetrol, los dos mayores productores de gas de la cuenca Neuquina— y quienes se oponen —aunque con distintos argumentos, en ese lote figuran Pan American Energy (PAE), Pampa Energía, TotalEnergies y CGC, entre otras— sigue sin saldarse.
Por el contrario, a las conversaciones que vienen manteniendo funcionarios nacionales y directivos de petroleras, esta semana se sumaron los gobernadores de algunas provincias petroleras —como Mariano Arcioni, de Chubut, y Alicia Kirchner, de Santa Cruz—, que concretaron gestiones oficiosas ante la Casa Rosada y el ministro de Economía, Sergio Massa, para defender la posición de las productoras que operan en sus territorios.
Fuentes provinciales explicaron que el objetivo de mínima es evitar que esta nueva versión del Plan Gas termine motorizando una concentración del flujo de inversión en Vaca Muerta en desmedro de otras cuencas productoras como la Austral y la del Golfo San Jorge.
Talón de Aquiles
A última hora del lunes, el Ejecutivo envió a las empresas la última versión de las cinco resoluciones que pondrán en marcha el nuevo Plan Gas. El talón de Aquiles del programa que redactó Bernal sigue siendo el capítulo que regula qué empresas tendrán prioridad para exportar gas hacia Chile durante la temporada estival, que se extiende desde el 1 de octubre al 30 de abril.
La disputa por cómo quedará redactado ese anexo —denominado ‘Procedimiento de autorización de exportaciones de gas natural— explica por qué el Decreto firmado por Alberto Fernández aún no vio la luz. La expectativa de la Secretaría de Energía era presentar esa norma —que ya fue girada a la secretaria de Legal y Técnica, Vilma Ibarra— a más tardar este martes. Algunos se ilusionan con que finalmente se publique este viernes, pero de un relevamiento entre productoras se percibe rápidamente que la cuestión de fondo está lejos estar resuelta.
Veredas opuestas
El borrador inicial que giró Hidrocarburos a las empresas incluía tres moduladores para definir cómo asignar los permisos de exportación hacia Chile y en qué orden hacerlo. En este último borrador, los moduladores son sólo dos, aunque lo más importante sigue sin definición, porque el borrador no precisa qué porcentaje se le asignará a cada uno de los dos mecanismos.
Básicamente, el texto sigue priorizando a las compañías de mayor tamaño a las que se les garantizaría la mayor parte del mercado de exportación. Se optó por esa alternativa para favorecer a YPF, la petrolera controlada por el Estado, que es el principal productor del gas de la Argentina y en especial de Neuquén, le cuenca con mayor potencial de crecimiento de la mano de Vaca Muerta. Indirectamente, ese esquema benefició también a Tecpetrol, la petrolera del grupo Techint, que con el desarrollo en tiempo récord de Fortín de Piedra se convirtió en el segundo productor de gas de la cuenca.
Al tomar ese camino, Bernal se metió en una trampa de doble agarre. Desde lo conceptual, con la decisión de premiar a los mayores jugadores del mercado se barrió casi con cualquier atisbo de competencia para acceder a la ventana de exportación.
Podría haberse optado, en cambio, por establecer que el mercado chileno de gas se repartiría entre quienes ofrezcan los precios más bajos en la subasta que se llevará adelante en noviembre. Así funcionó, de hecho, el Plan Gas.Ar que diseñó el equipo del ex ministro Matías Kulfas y puso en marcha el equipo de Darío Martínez. Pero se optó por asegurarle ese negocio a YPF eligiendo como criterio la cantidad de gas inyectada en el sistema.
Es una mirada discutible en términos de objetivos de política pública. Son varias las voces, en especial en la política, que defienden la conveniencia de garantizar una transferencia de renta en favor de la petrolera controlada por el Estado, que fue la que mayoritariamente deriskeo y puso en valor Vaca Muerta. Pero el problema central, en este caso, es que para favorecer a YPF, Bernal elaboró un programa que cambia las reglas de juego que instrumentó este mismo gobierno en enero de 2021.
El Plan Gas.Ar, que finaliza el 31 de diciembre de 2024, aplicó un criterio federal según el cual, aunque Vaca Muerta tuvo una marcada centralidad porque es la oportunidad excluyente del país, también se contempló la inversión en otras cuencas como el offshore de la cuenca Austral, al sur de Tierra del Fuego, y los yacimientos convencionales y tight gas de Santa Cruz y en menor medida de Chubut. ¿De qué manera? Implementando esquemas que permitieron que casi todas las empresas que inviertan para elevar su producción tengan acceso al mercado de exportación hacia Chile, que es el segmento que paga precios más caros (este verano se venderá gas a más de 7 dólares, el doble que la media del mercado doméstico). La licitación que se llevará a cabo en las próximos semanas va a contramano de esa visión federal de balancear la distribución del negocio de exportación entre todos los actores del sistema.
Cambios menores
El gobierno incluyó en el último borrador una serie de modificaciones para intentar legitimar el nuevo Plan Gas entre algunas de las empresas díscolas. A grandes rasgos, incorporó dos novedades. Por un lado, si bien mantuvo dos moduladores que se basan en el volumen inyectado para asignar permisos de exportación, estableció en el punto 3.5 del Anexo en cuestión que cada empresa podrá obtener, como máximo, un 30% de las ventas totales de gas hacia Chile. Con ese tope, aceptó, a pedido de algunas petroleras, limitar que YPF y Tecpetrol monopolicen el negocio de exportación. Es decir, como máximo, ambas empresas podrán concentrar un 60% de las ventas.
Al mismo tiempo, Hidrocarburos modificó el punto 6.5, que establecía que un cupo de las exportaciones se definiría por el descuento que signifique para el Estado contar con una mayor producción de gas a fin de reducir las importaciones de LNG y combustibles líquidos para generación. En ese apartado se agregó que se premiará a las productoras que eviten el declino desde las cuencas onshore Austral y del Golfo San Jorge, que son estratégicas para garantizar el abastecimiento del sistema de transporte de gas desde el sur del país.
¿Cómo serán beneficiadas? En esos casos, el descuento para el Estado se calculará comparando —y deduciendo— el precio del gas de esos campos locales con el valor del gasoil en el mercado de Nueva York (NY Harbor ULSD). ¿Qué quiere decir eso? Que si, por ejemplo, el precio del gasoil promedió en 12 meses un precio de 25 dólares y las productoras de Santa Cruz y Chubut le venden gas a Cammesa —la empresa que administra el mercado eléctrico (MEM)— a un precio de 9 dólares, el descuento se calculará a partir de los US$ 16 de diferencia que existen entre ambos valores.
“La lógica es que como con el gas nuevo que se inyecte en el gasoducto San Martín se reemplazarán importaciones de gasoil en invierno para las centrales eléctricas, tiene sentido comparar ambos valores. Sin embargo, asumiendo que el precio del gasoil está muy alto, se podría haber buscado una alternativa más económica”, advirtió un ex funcionario del área energética.
Habrá que ver cómo se ajustan las normativas, dado que algunas fuentes privadas señalaron incluso que la redacción de los documentos es defectuosa en cuanto a la técnica legislativa. “Da la sensación que le falta un barniz del área de Legales de la Secretaría. Hay pasajes muy confusos”, admitió el vicepresidente comercial de una petrolera, bajo reserva de nombre.
El cierre de la negociación no puede extenderse mucho tiempo más. El ministro Massa había fijado que el proceso de licitación bajo este nuevo Plan Gas debería estar concluido el 31 de octubre. No hay tiempo material para llegar en ese plazo. Pero la secretaría de Energía, Flavia Royón, no quiere extenderse más allá del 15 de noviembre. El reloj está corriendo.
Por Nicolas Gandini
EconoJournal