El secretario de Energía, Darío Martínez, recibirá hoy en Neuquén a una comitiva integrada por los máximos directivos de YPF que viajarán especialmente para la ocasión a la provincia patagónica.

El avión privado de la petrolera controlada por el Estado llevará hasta el aeropuerto de Neuquén al CEO Sergio Affronti que estará acompañado por Mauricio Martín, vicepresidente de Downstream, Santiago Martínez Tanoira, de Gas y Energía, y Santiago ‘Patucho’ Álvarez, titular de Asuntos Públicos y Relaciones Institucionales y quien está al frente de la vinculación con la política. Ya en Neuquén se sumará Pablo Iuliano, vicepresidente de Upstream No Convencional, que tiene base en la provincia.

“La reunión es a agenda abierta, para charlar sobre el futuro de la industria y los temas importantes para YPF. Tenemos una agenda común de trabajo desde hace varios meses con Darío”, explicaron a EconoJournal allegados a la compañía.

En el centro de escena estará seguramente la definición del nuevo programa de estímulo a la producción de gas. “La discusión del Plan Gas va a ser uno seguro”, indicaron fuentes cercanas al secretario. En la lista de temas también figura la continuidad del Barril Criollo y la recapitalización de YPF a través del impuesto a las grandes fortunas.

Martínez se comunicó esta semana con varios de los principales directivos del sector petrolero. Buena parte de ellos le transmitió la necesidad de tomar de manera urgente una decisión en cuanto al futuro del mercado del gas.

“En julio de este año se produjeron 18 millones de metros cúbicos diarios de gas menos que en julio de 2019. La producción está cayendo y si no cambia la tendencia, en 2021 faltarán casi 30 MMm3/día durante el pico de consumo”, explicaron desde una petrolera.

Números

Martínez se metió de lleno en esa agenda, al igual que el equipo que rodea al ministro de Economía, Martín Guzmán. El secretario quiere conocer con precisión los números del problema. Un informe que está en poder de Economía advierte que, si no se reactiva la perforación de nuevos pozos de gas, será necesario importar cargamentos de Gas Natural Licuado (LNG) por unos US$ 1800 millones, seis veces más que este año (US$ 310 millones). Y que incluso habrá que cubrir la falta de gas en el parque termoeléctrico con importaciones de gasoil por otros US$ 500 millones.

La fisionomía del mercado del gas cambió radicalmente en los últimos cinco años. Un 45% de la producción del fluido proviene hoy de campos no convencional (tight y shale gas), que declinan hasta un 30% en un año. Algunos asesores en energía vinculados al PJ parecen pasar por alto esa nueva realidad.

Según proyecciones en la que coinciden consultores y técnicos del gobierno, si no se empiezan a perforar nuevos pozos de gas hacia fin de año, el próximo invierno la producción de gas local disponible en el sistema podría caer hasta los 80-85 MMm3/día. Eso obligaría a regasificar unos 30 MMm3 por día de LNG. En un escenario de ese tipo se descuenta el re-arribo del barco regasificador de Bahía Blanca a partir de mayo de 2021.

• Es una foto que cualquier asesor político recomendaría evitar en un año de elecciones como el que viene.

Proyecciones

Algunos datos que surgieron de la discusión con las petroleras en los últimos meses.

• Un nuevo programa de promoción a la producción podría sumar para el próximo invierno unos 50 MMm3/día de gas adicionales a los producidos el año pasado. Los cálculos más optimistas prevén que si la perforación de proyectos en la cuenca Neuquina, San Jorge y Austral se reactiva en el último trimestre del año (algo muy improbable por la demora en el lanzamiento del nuevo programa), la oferta bruta de gas (no la disponible en el sistema, sino incluyendo también la que se consume en los yacimientos) podría superar en julio de 2021 los 150 MMm3/día de gas contra los 108 millones que extrajeron este año.
• En un escenario con reactivación de la inversión a fines de 2020, sería necesario importar en 2021 prácticamente la misma cantidad de barcos de LNG que este año, con un costo relativamente superior (unos US$ 350 millones) por el aumento del precio del gas licuado.
• En términos fiscales también sería conveniente impulsar la producción local de gas. El costo fiscal del programa de estímulo oscilaría en 2021 y 2022 entre los 1200 millones y los 1600 millones de dólares. Sin reactivación, la factura de importar LNG requeriría subsidios del estado superiores a los US$ 2500 millones sólo en 2022.