La Secretaría de Energía, que dirige Gustavo Lopetegui, trabaja contrarreloj en la confección del pliego definitivo de la subasta de gas para el mercado de distribución que se realizará la próxima semana. La licitación que se concretará bajo el paraguas del MEGSA definirá, en buena medida, el nivel de precios del gas en boca de pozo para este año, dado que fijará el importe del precio del hidrocarburo para el segmento regulado (distribución), que demanda, de forma prioritaria, un 30% del gas que se consume en el país.

Lopetegui, que hoy se reunió con directivos de empresas gasíferas, bajó una instrucción concreta a los funcionarios que ultiman la preparación de la compulsa: hay que simplificar los términos de la licitación. Eso implica descartar buena parte de los modelos contractuales y aspectos técnicos del borrador elaborado bajo la gestión del ex secretario Javier Iguacel. Eso es lo que pudo constatar EconoJournal de la consulta a ejecutivos de empresas y fuentes gubernamentales.

La licitación se realizará el próximo 14 y 15 de febrero y habrá una subasta independiente para cada cuenca productora (Neuquina, Austral, Golfo San Jorge y Noroeste). Para el viernes quedó programada la licitación para la cuenca del Noroeste que, en la práctica, contempla la venta del gas importado por IEASA (ex Enarsa) que llega desde Bolivia. ¿Cuáles son los cambios más importantes?

• Modelos de contrato: el borrador que se sacó a consulta hace dos semanas incluía toda una serie de contratos con diferentes características comerciales. Desde la óptica de las empresas, la multiplicidad de alternativas sumaba una complejidad adicional a una licitación que ya de por sí viene complicada por la dilatación de los términos y condiciones que se acentuó por el cambio de autoridades en la cartera. La decisión que se tomó es que existirá un único modelo de contrato de venta de gas entre productores y distribuidoras.

• Plazo de contrato. La versión original del pliego preveía una extensión de los contratos de hasta tres años. La industria objetó que con el nivel actual de incertidumbre y fragilidad cambiaria no es conveniente manejar plazos tan largos. Es razonable. El riesgo es que, frente a una nueva devaluación, el Estado se vea obligado a forzar una renegociación de esos contratos. De forma prudencial, Lopetegui y sus colaboradores (el subsecretario de Hidrocarburos, Carlos Casares, y el director de Política Tarifaria, Oscar Natale, tal vez el principal escriba del pliego) compartieron el criterio de los privados. La licitación se limitará, entonces, a un plazo de un año.
• Mecanismos anti-colusión de empresas. El titular de la Comisión Nacional de Defensa a la Competencia, Esteban Greco, presentó una nota el 29 de enero en la que recomienda a la Secretaría de Energía la incorporación un conjunto de lineamientos para evitar la carteralización de las empresas petroleras en materia de precios y volúmenes ofertados. Son buenas prácticas definidas por la Organización para la Cooperación y el Desarrollo Económico (OCDE) en el área de licitaciones públicas. México y Canadá, entre otros países, ya las incorporaron. Energía tomará algunas de esas recomendaciones. Por ejemplo, la oferta de precios durante la subasta deberá ser presencial. A diferencia de lo que sucedió en las licitaciones de Cammesa realizadas en el último trimestre del año pasado, las empresas no tendrán acceso remoto al sistema informático de ofertas. “Los ejecutivos no podrán acceder a la Intranet de Megsa desde sus oficinas, como venía sucediendo. Queremos evitar cualquier entendimiento entre empresas al momento de la subasta”, explicó una fuente gubernamental.
• Dos escalones. El pliego original preveía, además, tres o cuatro escalones en la oferta de las empresas según la estacionalidad del mercado. Es decir, repartía el año en segmentos en función de la temperatura y volúmenes demandados. Ahora habrá sólo dos períodos: verano, de siete meses, e invierno, de cinco (de mayo a septiembre), como sucedió históricamente. Cada petrolera deberá comprometerse a estar en condiciones de ofrecer en el invierno una curva de producción de gas que, al menos, sea 2,5 veces más grande que la de verano. Es un punto que genera discusión con las distribuidoras, que cuestionan el criterio técnico utilizado para elaborar la curvas de consumo del invierno para cada cuenca productora. «El riesgo es que tengamos a salir a comprar gas en el mercado spot sin poder trasladar esos precios a las tarifas», advirtieron desde una distribuidora.