Tras un par de semanas en las que avanzó internamente con el diseño técnico de la iniciativa, el gobierno retomó a fines de la semana pasada la discusión con la industria petrolera para definir una metodología que reactive la perforación de pozos de gas. La meta es garantizar el aprovisionamiento del fluido para el invierno de 2021 para que no se disparen las importaciones del Gas Natural Licuado (LNG).

Las videoconferencias con los productores del país continuaron incluso durante el fin de semana. Puertas adentro, el Ejecutivo ya no habla de un Plan Gas 4.0, tal como se había denominado en principio al nuevo programa de estímulo. Ahora se lo presenta como un esquema integral que buscará reordenar el mercado de gas por los próximos cuatro años.

La iniciativa en la que trabajan funcionarios del Ministerio de Desarrollo Productivo prevé también avanzar también en la planificación de cómo saldrá del congelamiento de las tarifas de gas y electricidad durante el primer bimestre de 2021.

Fue uno de los pedidos del ministro de Economía, Martín Guzmán, que pretende anticipar con cierta precisión cuál será el costo fiscal de la iniciativa para garantizar la oferta de gas hasta 2024. Para eso es necesario definir qué porcentaje de ese costo se trasladará a las tarifas que pagan los usuarios residenciales, comercios y PyMEs.

Estructura

EconoJournal accedió a la hoja de ruta que distribuyó el gobierno entre las petroleras para encarar la última fase de la discusión. Son 17 puntos que explican cómo funcionará el esquema de subastas en cabeza de Cammesa, la empresa que administra el Mercado Eléctrico Mayorista (MEM), con el que el gobierno apunta a dar las señales necesarias para reactivar la perforación de pozos de gas, que está virtualmente interrumpida desde mediados de 2019.

• ¿Existe consenso con la industria para avanzar con el esquema que prepararon los colabodores del ministro Matías Kulfas?

Aún no, las grandes operadoras —YPF, Pan American Energy (PAE), Tecpetrol, Total, Wintershall y CGC— reclaman la corrección de distintos aspectos del punteo distribuido por el gobierno. Existen dos cuestiones centrales en esa discusión. La primera está ligada a cómo se empalmará este nuevo esquema de promoción a la producción de gas con el que creó la resolución 46/2017, que finaliza en diciembre de 2021. Por 14 o 15 meses coexistirán ambas iniciativas. El gobierno propuso una metodología para modular la transición de un esquema a otro, pero Tecpetrol, la petrolera del grupo Techint, no dio el visto bueno.

La segunda está vinculada a la imposibilidad de compensar producción de gas entre distintas cuencas. Los lineamientos redactados por el Ejecutivo establecen que cada empresa deberá comprometerse a mantener determinado nivel de producción en la cuenca en la que tengan presencia. Estarán alcanzadas dos cuencas: la Neuquina y la Austral. La del NOA fue excluida porque declina desde hace años. Y es probable que la del Golfo San Jorge termine computando junto con Austral porque comparten al gasoducto San Martín como vía de evacuación.

La mayor parte de la producción de gas de Austral, que contempla la producción desde el sur de Santa Cruz, Tierra del Fuego y offshore, proviene de yacimientos en el Mar Argentino. Las empresas con presencia en esa cuenca —como PAE, Total y Wintershall DEA, entre otras— argumentan que el costo de desarrollo offshore es mucho más elevado que el de campos de shale y tight gas en Neuquén. Por ende, los riesgos asociados también lo son.

La curva de aprendizaje en Vaca Muerta redujo significativamente los costos de reposición de gas desde la cuenca Neuquina. En cambio, encontrar oportunidades para desarrollar gas en el Golfo San Jorge (en Chubut y el norte de Santa Cruz) y en la cuenca Austral es mucho más complejo. Por eso, las petroleras con presencia en esas provincias propusieron que el gobierno autorice la compensación entre distintas cuencas. Al menos en un porcentaje de la producción. El gobierno estudia el planteo.

A continuación, las principales característas del esquema que cranearon funcionarios del gobierno.

1. Se subastan 70 millones de metros cúbicos diarios (MMm3/d) de gas en un bloque único a inyectar a partir de mayo de 2021. Este volumen no podrá representar más del 70% de la producción de las empresas, por lo que el volumen total a inyectar en el sistema será de 100 MMm3/día.
2. La subasta se divide por cuenca: hasta 50 MMm3 en Neuquina y hasta 20 MMm3 en Austral.
3. Los proyectos offshore tendrán un plazo total de 7 años. Los productores offshore deberán aportar GNL y/o combustible (equivalente marginal diario del MEM) durante el período de demora de inyección, lo que incluye exclusivamente a los períodos invernales de 2021 y 2022.
4. En caso de no alcanzarse el volumen total licitado en la 1° ronda, se prevé una 2° ronda complementaria donde cada productor se compromete a compensar su falta de volumen inicial con importaciones a su cargo de combustible marginal durante el período invernal 2021.
5. Se definirá un precio máximo para la adjudicación de 3,4 USD/MMBTU (precio a valor presente). El precio ofertado estará expresado en dólares.
6. La subasta considera, en los precios ofertados, el peso de la Resolución 46/17-E, a menos que el productor renuncie a sus derechos (en sede administrativa y judicial, local e internacional), desde la entrada en vigencia de este esquema licitatorio.
7. Cada productor oferta un precio único que será el que percibirá a lo largo de los 4 años. Durante el período invernal (mayo-septiembre) se aplicará un factor de ajuste de 1,25 al precio ofertado; y, durante el período estival (octubre-abril), un factor de ajuste de 0,82 al precio ofertado.
8. El precio considerado para la adjudicación será igual al valor presente del precio promedio ponderado entre la oferta y la Res. 46/17-E, para los 4 años, con una tasa de descuento del 10%.
9. La penalidad por incumplimiento entre el 85% y el 95% de entrega será un descuento en el precio proporcional al porcentaje de incumplimiento. Por debajo del 85% de entrega, la penalidad será la imposibilidad de cobrar el precio subastado en el período de incumplimiento.
10. Si la inyección durante los meses del período invernal de cada año es inferior a la comprometida, el productor deberá compensar su falta de volumen haciéndose cargo del sobrecosto del combustible equivalente marginal diario del MEM.