17/10/20

Los casilleros vacíos que dejó el lanzamiento del Plan Gas

Bajo los anuncios que encabezó el Presidente, subyacen las dudas sobre el compromiso de mayor producción, tarifas y subsidios y reglas para inversiones.

Por Antonio Rossi



Como suele suceder con los grandes anuncios que hace el Gobierno, el lanzamiento oficial del nuevo Plan Gas no aportó todas las precisiones que se esperaban en el sector y en el ámbito económico.

En el acto realizado en Vaca Muerta con una torre de YPF de fondo, el presidente Alberto Fernández, el ministro de Economía, Martín Guzmán, y el secretario de Energía, Darío Martínez, se limitaron a señalar los grandes objetivos y números, pero dejaron vacíos varios casilleros que resultan relevantes para dimensionar los alcances y los costos de la nueva versión del Plan Gas.

Como había adelantado Letra P, el programa de incentivos para la producción gasífera apunta a reactivar las inversiones en el sector con el fin garantizar el abastecimiento interno en los próximos años y reducir las importaciones invernales que implican la salida de dólares, un recurso cada vez más escaso en las reservas del Banco Central.

Rebautizado como “Plan de Promoción de la Producción de Gas Natural Argentino 2020/2023”, el nuevo esquema prevé la realización de una mega subasta con precio tope para contratar en un solo paquete los volúmenes de gas que requieren las distribuidoras y las usinas térmicas.

De acuerdo con los datos suministrados por la Casa Rosada y los funcionarios de Energía, los principales puntos del Plan que ya estarían definidos son los siguientes:

-La subasta será para una provisión diaria de 70 millones de metros cúbicos.

-El precio tope inicial que reconocerá el Gobierno será de 3,70 dólares por millón de BTU.

-Se mantendrán los cupos de suministro por cuentas productoras. El bloque base de 70 millones de metros cúbicos se dividirá de la siguiente manera: Cuenca Neuquina, 47,2 MM3 diarios; Austral, 20 MM3 diarios y Noroeste, 2,8 MM3 por día.

-Durante los cuatro años de vigencia, el nuevo esquema tendrá un costo fiscal de 5.062 millones de dólares. Para 2021, la compensación que recibirán los productores rozaría los 1.500 millones de dólares.

-Según el relato oficial, de mantenerse la actual caída de la producción, el costo de las importaciones entre 2021 y 2023 sería de 9.646 millones de dólares. Pero, con la concreción del nuevo plan, las importaciones en ese período bajarán a 4.020 millones de dólares con la obtención de un ahorro de 5.629 millones de dólares.

-A eso se agregarían otros dos datos positivos, según la particular visión oficial: un ahorro fiscal por menor consumo de combustibles líquidos de 1.172 millones de dólares y un incremento en la recaudación impositiva de 2.525 millones de dólares.

-Una vez que cumplan con las entregas comprometidas al mercado interno, las productoras serán autorizadas a exportar los excedentes de producción en los meses estivales.

DUDAS. Más allá del apoyo inicial de los directivos de YPF y del titular de Vista Oil&Gas, Miguel Galuccio; la mayoría de las petroleras espera ver la “letra chica” y la reglamentación del plan, que saldrá a la luz en los próximos días por medio de un DNU.

Entre las dudas y preguntas que quedaron en el aire, sobresalen cuatro cuestiones clave.

La primera tiene que ver con los compromisos de mayor producción que deberían cumplir las petroleras a cambio del precio subsidiado. La versión anterior del Plan Gas, que habían diseñado el ministro de Desarrollo Productivo, Matías Kulfas, y el subsecretario de Hidrocarburos, Juan José Carbajales, preveía tomar como piso la inyección promedio de período mayo-julio de este año para trepar a una producción mínima de 100 MM3 diarios en mayo de 2021. Hasta ahora, no hubo ninguna precisión oficial sobre si se sostendrá ese punto o se fijará una exigencia menor.

La segunda arista por esclarecer es la referida al tema tarifario y al nivel de subsidios que mantendrá el Gobierno para asegurar el suministro a los sectores vulnerables y garantizar el pass througth del nuevo valor del gas a las distribuidoras.

Actualmente, según la cotización oficial, las distribuidoras están pagando un valor equivalente a 2,40 dólares por MBTU por el gas que reciben de las productoras. En principio, la intención del Gobierno sería que siguieran abonando ese valor y cubrir con subsidios la diferencia que surja con el nuevo precio de la mega subasta prevista para diciembre. En esta instancia, el interrogante que se plantea es a cuánto ascendería el costo fiscal del plan durante el próximo año y de dónde saldrán los recursos.

Según los grandes números que difundió el Gobierno en las últimas horas, la suma de subsidios que prevé girar en 2021 para estimular la producción gasífera sería de 1.491 millones de dólares. Pero en el Presupuesto que se está debatiendo en el Congreso, la partida asignada para ese fin apenas supera los 200 millones de dólares. Si los subsidios no se cubriesen con los recursos presupuestarios, la única vía que quedaría sería un aumento tarifario adicional a la suba del 29% que, según reconoció el ministro Guzmán, tendrán las boletas del gas durante el próximo año.

La tercera cuestión relevante por resolver es la vinculada con las reglas de juego que tendrán las petroleras que traigan fondos del exterior para financiar la reactivación gasífera. Según el Gobierno, las productoras de gas se comprometieron a desarrollar, durante la vigencia del plan, inversiones por un total de 5.000 millones de dólares, de los cuales 1.800 millones estarían a cargo de YPF. Pero, si no cuentan con un régimen específico que les garantice disponer libremente de las divisas y girar utilidades sin limitaciones, las petroleras serán reacias a traer fondos del exterior para rehabilitar los pozos gasíferos.

A pocos días de cumplirse dos meses de haber sido elegido para reemplazar a Sergio Lanziani, el titular de Energía no tiene a su equipo de colaboradores nombrados de manera oficial.

Recién en la última semana, el Presidente y el Jefe de Gabinete, Santiago Cafiero, aprobaron, por medio del decreto 804, el nuevo organigrama de Energía, que pasó a tener cuatro subsecretarías: de Hidrocarburos, Energía Eléctrica, Planeamiento Energético y Coordinación Institucional.

Ahora, resta esperar que algún día no muy lejano salgan los nombramientos de los nuevos subsecretarios y de los principales directores nacionales que formarán parte de la gestión de Martínez.

Nota Editada en LetraP