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Licitación de Cammesa: precio promedio de US$ 1,61
Petroleras desatan guerra de precios por el gas con la resolución 46 de fondo
Mié 22
abril 2020
22 abril 2020
Varios productores ofrecieron gas a Cammesa a US$ 1 por millón de BTU. Se evidencian distorsiones generadas por el programa de estímulo al gas no convencional.
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La licitación realizada ayer por Cammesa para abastecer de gas al parque termoeléctrico durante mayo dejó en evidencia una feroz guerra de precios que desincentiva la producción y pone en riesgo el abastecimiento futuro. Se recibieron ofertas por 63 millones de metros cúbicos diarios (MMm3/día) a un precio promedio de US$ 1,61 por millón de BTU.

La mayoría de las petroleras consultadas alega que la baja de los precios obedece fundamentalmente a la caída de demanda de gas de industrias, comercios y centrales eléctricas por efecto del Covid-19. Algunos ejemplos de ese fenómeno: Tecpetrol llegó a ofrecer el gas que extrae en Fortín de Piedra, su campo estrella en Vaca Muerta, a US$ 1,14, un precio bajísimo para mayo. La francesa Total a US$ 1,05 el gas que extrae desde el offshore de la cuenca Austral; CGC, US$ 1 por el tight gas de Santa Cruz, e YPF, la empresa controlada por el gobierno, también en la banda del US$ 1 por millón de BTU.

Allegados a la Secretaría de Energía manifestaron su sorpresa, aún en el contexto de retracción de la demanda que provocó la pandemia, teniendo en cuenta las temperaturas medias que se registran durante mayo.

Desde una de las principales productoras aseguraron a EconoJournal que la mayoría de las petroleras jugó fuerte con precios muy bajos porque pensaban que YPF, el mayor productor, iba a salir con un precio más agresivo del que finalmente propuso para asegurarse parte del abastecimiento, ya que en la compulsa de abril había colocado muy poca producción porque sus precios no fueron los más económicos.

Estas licitaciones se resuelven en el último minuto de una compulsa que dura una hora. Si esas firmas hubiesen sabido cómo iba a jugar YPF seguramente no hubieran destruido tanto valor”, aseguraron.

El efecto de la 46

Otra lectura, sin embargo, que plantearon a EconoJournal está vinculada a la distorsión de los incentivos que todavía hoy ofrece la resolución 46/17 diseñada por el ex ministro de Energía, Juan José Aranguren. Si bien no está escrito en la normativo, está implícito que las compañías beneficiarias —como por ejemplo Tecpetrol— de ese programa necesitan asegurarse la inyección mínima de gas para cumplir con lo estipulado en el plan oficial. Por lo tanto, lo que requieren es quedar entre las mejores ofertas sin importar el precio final porque aquella norma establece que el Estado está obligado cubrir con subsidios el diferencial entre el precio promedio del mercado (hoy en la banda de los US$ 2,50 por millón de BTU) y el precio estímulo de US$ 6,50 por millón de BTU previsto para 2020.

Allegados a la Secretaría de Energía, que dirige Sergio Lanziani, admiten que la resolución 46/2017 distorsionó el funcionamiento del mercado porque los beneficiarios se vieron forzados, en esta ocasión excepcional, a tirar para abajo el precio para asegurarse una cuota de mercado a fin de cumplir con los preceptos de la resolución 46.

El gobierno discontinuó desde hace meses el pago de los subsidios al gas no convencional y en este contexto, esa demora seguramente se dilatará más. Pero las compañías acumulan acreencias que más adelante podrán hacer valer de una u otra manera.

Mercado largo

Los productores argumentan que en mayo el mercado de gas estará largo por la caída de la demanda industrial y de generación por efecto de la pandemia y también por el aumento de la importación de Bolivia (sus envíos crecerán en 6 MMm3/día según lo establecido en el contrato) y de GNL, dado que para la semana que viene está prevista la llegada de un cargamento de Shell que obligará a regasificar en la terminal de Escobar los stock disponibles para hacerle espacio a ese buque.

Por eso calculan que la demanda real de gas local del parque de generación rondará los 22 MMm3/día, dado que el resto (hasta llegar a los 40 MMm3/día que consumirán las centrales) se cubrirá con Bolivia y GNL. De los 63 millones de metros cúbicos diarios (MMm3/día), el compromiso de deliver or pay de los productores ascendió a 18,9 MMm3/día del fluido.

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