14/09/20

El diseño del programa estaba atado a los intereses de YPF
Cuáles son los aspectos del Plan Gas que están revisando Guzmán y Darío Martínez

El cambio de funcionarios dejó la iniciativa en stand-by, pese a que el esquema ya había sido cerrado con todas las petroleras y el gobierno tenía listo el decreto para su publicación. La demora siembra dudas sobre el abastecimiento en el invierno de 2021.

El viernes 21 de agosto el subsecretario de Hidrocarburos, Juan José Carbajales ,se reunió con las principales petroleras para terminar de pulir el decreto del Plan Gas. La intención era publicarlo en el Boletín Oficial una o dos semanas después para que comenzara a regir en septiembre. Sin embargo, al mismo tiempo que Carbajales conversaba con los ejecutivos, desde la Jefatura de Gabinete informaron que Darío Martínez reemplazaría a Sergio Lanziani y la secretaría de Energía dejaría de depender de Desarrollo Productivo, el ministerio que dirige Matías Kulfas. El cambio dejó la iniciativa en stand-by.

Lo concreto es que, pese a que algunos cargan la responsabilidad en el sector privado al dejar trascender que el plan no había terminado de conformar a las petroleras, lo cierto es que, en los hechos, es la política la que viene demorando una definición, mientras los plazos para recomponer la producción del fluido de cara al próximo invierno se acortan dramáticamente, tal como advirtió el ex gobernador de Neuquén Jorge Sapag.

Si el gobierno no logra encontrar una herramienta que promueva una reactivación de la inversión en nuevos pozos de gas durante los próximos dos meses, el país deberá lidiar en 2021 con un salto significativo de las importaciones de Gas Natural Licuado (LNG).

Revisión

Tras el cambio de autoridades en Energía, el borrador redactado por los colaboradores de Kulfas entró en revisión bajo la órbita del ministerio que dirige Martín Guzmán y del nuevo secretario de Energía. Algunos sectores del gobierno, como el interventor del Enargas, Federico Bernal, están abiertamente en contra de la iniciativa.

Según pudo saber EconoJournal a partir del relevamiento de fuentes privadas, funcionarios de Economía cuestionaron tres aspectos principales del diseño trazado en Desarrollo Productivo:

La duración. El plan original preveía un plazo de cuatro años (2020-2024). Para reducir su costo fiscal (que rondaría entre los 1000 y los 1500 millones de dólares por año), en Economía propusieron bajarlo a tres (para que finalice en 2023, último año de la actual administración), pero en términos de planeamiento energético esa sería una mala decisión porque el gobierno entrante podría heredar un sistema de gas en declinación (es difícil tomar decisiones de median plazo en años electorales). Por eso, se podría mantener el plazo original de cuatro años.

También se evaluó la posibilidad de dejar fuera del nuevo plan de estímulo a los yacimientos convencionales, dado que el diseño original contempla el desarrollo de gas desde yacimientos ubicados en Chubut y en campos offshore. La distinción entre clase de yacimientos (convencionales y no convencionales) fue uno de las piedras con las que tropezó la resolución 46/2017 del Ministerio de Energía, que direccionó la inversión hacia campos de tight y shale gas sin tener en cuenta que aún existían oportunidades de desarrollo en algunos plays convencionales.

El precio estímulo. Cuando se empezó a discutir el plan, en junio, YPF, la petrolera controlada por el Estado, había solicitado a los funcionarios un precio cercano a los US$ 4,20 por MMBTU. El pedido fue considerado excesivo en despachos gubernamentales, que pretendían establecer un precio de 3,50 dólares. Luego se apeló a una fórmula indirecta atada al VPN para contentar a medias el planteo de la petrolera. Si Guzmán pretende modificar hacia abajo el valor de referencia deberá acordarlo con la conducción de YPF.

Un repaso de lo hecho

Para enfrentar la declinación de la producción de gas, que se agudizará en 2021 por el freno de la inversión en nuevos pozos, el Ministerio de Desarrollo Productivo puso en marcha en mayo un plan de acción para intentar revertir la caída de la inversión en pozos de gas y evitar una disparada de las importaciones de Gas Natural Licuado a partir de 2021.

Frente a la imposibilidad política de actualizar las tarifas al ritmo de la inflación y de la suba del dólar, rápidamente quedó claro que la única alternativa para reactivar la producción era garantizarle a las petroleras un precio de venta que estuviera por encima del que en la actualidad puede convalidar la demanda vía tarifas.

Negociación a varias puntas

El aspecto más complejo para viabilizar el funcionamiento del nuevo Plan Gas es su diseño. Para que se cumplan los objetivos buscados, la iniciativa debe incluir a todos —o a la gran mayoría— los grandes productores de gas. En especial a YPF, Pan American Energy (PAE), Total, Tecpetrol, Wintershall DEA y CGC. También es relevante contemplar a Pluspetrol y Pampa Energía.

Cuenca Neuquina

De los 47,2 millones de metros cúbicos diarios (MMm3/día) que aportaría la Cuenca Neuquina (según el borrador que redactó el Ministerio de Desarrollo Productivo), YPF buscaba absorber entre 17 y 19 millones. Lo difícil, para los funcionarios que trabajan en la iniciativa, es cómo asegurarle ese despacho a YPF (la petrolera controlada por el gobierno), sin caer en prácticas de discriminación comercial contra otros productoras. La clave, en ese punto, es el lugar que jugará Tecpetrol, el otro gran productor de la cuenca Neuquina, que está en condiciones de inyectar fácilmente 17,5 MMm3/día de gas de Fortín de Piedra, su nave insignia en Vaca Muerta.

Hay que decirlo claramente: el Plan Gas que redactaron los colaboradores de Kulfas estaba hecho a medida de YPF, que reclamó desde el inicio que el programa de estímulo garantizara un precio en torno a los 4 dólares por millón de BTU y quedó cerca de conseguirlo. Si el borrador del decreto hablaba de 3,40 dólares por millón de BTU, aclaraba que se iba a calcular a Valor Presente Neto (VPN) con una tasa de descuento de 10%. Eso llevaba el precio tope nominal de la Cuenca Neuquina a 3,90 dólares, un 15% por encima de lo que trascendió públicamente. Además, se buscaba darle prioridad en el despacho a YPF, garantizándole también la prioridad para acceder al mercado de exportación a Chile durante el verano.

Tecpetrol, la petrolera de Techint, es la principal beneficiaria de la resolución 46/17 y además llegó a iniciarle un juicio al gobierno cuando la administración Macri modificó el modo de calcular esos subsidios. Por lo tanto, como parte de la negociación se intentó que la empresa desestime parte de su reclamo judicial. No las diferencias por lo no cobrado sino la deuda que pudiera generarse de ahora en más por persistir diferencias en torno a lo que la petrolera debería cobrar y lo que efectivamente cobra como parte de ese programa de estímulo vigente hasta 2021.

Como parte de esa negociación, también se estaba explorando la posibilidad de que Tecpetrol no participe de la licitación sino que ingresara a la cola de prioridad de despacho, lo que la obligaría a quedarse afuera del reparto en el verano y buscar sus propios clientes, a quienes colocarle el gas por fuera de la demanda prioritaria, aunque en invierno si ofertaría para esa demanda.

Cuenca Austral

Como lineamiento general, el Plan Gas 4 o Esquema de Gas 2020-2024 buscaba vascular el origen del gas desde dos grandes cuencas: la Neuquina y la Austral. Como condición sine qua non, esa premisa implicaba que Pan American Energy (PAE), Total y Wintershall, que integran un consorcio que explota campos de gas en Neuquén y en el mar al sur de Tierra del Fuego, invirtiera en nuevos desarrollos offshore en lugar de concentrase también en Vaca Muerta como YPF y Tecpetrol.

En esa línea, se buscó generar las condiciones para que PAE, Total y Wintershall DEA pudieran desarrollar el proyecto offshore Fénix en la Cuenca Austral. El problema es que la construcción de ese emprendimiento, que demandará un desembolso cercano a los US$ 1000 millones, demoraría como mínimo entre 3 y 4 años y el plan de subsidios estaba diseñado solo para cuatro años (2021-2024). Por ese motivo, se decidió incluir un apartado fijando un plazo adicional de 4 años para los desarrollos offshore, con lo cual en esos casos el esquema de incentivos llegaba hasta los 8 años, contemplando el plazo de construcción y un período de explotación adicional para que pudiera repagar la inversión.

El esfuerzo oficial tenía sentido no solo porque ayudaba a desarrollar la Cuenca Austral, aprovechando la infraestructura existente, sino porque le quitaba presión a la Cuenca Neuquina ya que sin ese proyecto estos otros jugadores hubiesen concentrado sus esfuerzos en Aguada Pichana Este y Oeste, donde también son socios, desbordando la infraestructura de transporte y tirando el precio de la cuenca neuquina hacia abajo.

Compañía General de Combustibles (CGC) es otro de los jugadores que opera en la Cuenca Austral con su yacimiento gasífero no convencional desarrollado en el bloque Campo Indio Este–El Cerrito. La petrolera conducida por Hugo Eurnekian fue la segunda mayor beneficiaria de la resolución 46/17 con un compromiso de producción creciente. Por lo tanto, al igual que en el caso de Tecpetrol, se estaba negociando para empalmar ese programa de incentivos con el nuevo que surgiría a partir de ahora.

Fuente: Econo Journal