Al gobierno se le termina el tiempo para poner en marcha un programa que ayude a recomponer la oferta de gas de cara a cubrir con producción local —y, por ende, con la menor cantidad posible de importaciones de LNG y combustibles líquidos— la demanda del fluido durante el invierno de 2021. Por eso, el secretario de Energía, Darío Martínez, que el viernes asumió formalmente el cargo, trabaja contrarreloj para lanzar un esquema de precios garantizados por el Estado para que las petroleras reactiven la perforación de nuevos pozos de gas.

El titular de Energía y funcionarios del Ministerio de Economía revisaron en las últimas semanas el borrador que habían diseñado en el Ministerio de Desarrollo Productivo. Se evaluaron distintas alternativas para bajar el costo fiscal del programa. Se pensó en a) acortar de cuatro a tres años la duración del programa; b) dejar fuera del plan de incentivos a los desarrollos de yacimientos convencionales de la cuenca Austral y del Golfo San Jorge; y c) reducir el precio estímulo fijado por el Estado. Sin embargo, la iniciativa saldría sin cambios de fondo con relación a lo que habían preparado en el Ministerio de Desarrollo Productivo.

Aún así, restan definir una serie de puntos centrales que incidirán en cuán eficaz será la instrumentación de la iniciativa.

¿Precio a la baja?

De las tres alternativas repasadas en el párrafo anterior, la que mas interesa al Ministerio de Economía es la tercera. No obstante, para reducir el precio estímulo fijado en la licitación, Martínez deberá alinear a YPF, la petrolera controlada por el propio gobierno, que fue traccionó ante el Ministerio de Desarrollo Productivo la necesidad de fijar un precio de US$ 3,90 por millón de BTU para la cuenca Neuquina. YPF precisa cobrar rápidamente un precio competitivo del gas para recomponer sus deterioradas finanzas.

El resto de las petroleras había aceptado percibir un precio promedio anual de 3,50 dólares dispuesto en un principio por colaboradores del ministro Matías Kulfas. Pero finalmente, a raíz de los reiterados pedidos de los directivos de YPF, se accedió a llevar ese precio hasta los US$ 3,90 incluyendo una cotización a través del Valor Presente Neto (VPN), tal como informó este medio el 13 de agosto.

Guzmán y Martínez están revisando ese punto. El interventor del Enargas, Federico Bernal, fue uno de los criticó el precio elegido. En diálogo con funcionarios del Ministerio de Economía, propuso utilizar en la subasta un valor promedio cercano a los 2,90 dólares. Incluso preparó un informe que le acercó a Martínez, al que accedió a EconoJournal, en el que cuestiona la ingeniería interna del Esquema Gas 2020-2024.

“La Secretaría de Energía definiría el nivel de traslado del precio obtenido del esquema, pudiendo aplicar un subsidio al productor y a CAMMESA por lo que, al igual que con el DNU 1053/18, el riesgo derivado de la variación del tipo de cambio será afrontado en su totalidad por el Estado Nacional”, advierte en uno de los pasajes más polémicos del documento de 28 páginas. Dejó entrever que el nuevo programa de estímulo podría seguir la mismo suerte que el Decreto 1053, que estableció el pago de una deuda a petroleras por la devaluación producida en 2018. La norma fue anulada en el Senado a propuesta del bloque del Frente de Todos después de que Bernal denunciara penalmente al ex ministro de Energía, Juan José Aranguren, por la implementación de ese esquema.

En definitiva, la discusión sobre cuál debe ser el precio-estímulo tiene dos aristas para el gobierno:

1. Cómo impacta ese valor en las finanzas de YPF, que precisa del mayor importe posible para recomponer su caja. La necesidad de la petrolera es opuesta a la necesidad del Ministerio de Economía de recortar el costo fiscal del nuevo programa de incentivos.
2. El precio elegido incidirá, al final de cuentas, en el nivel de producción que se comprometan a inyectar los productores de gas. Como es obvio, a menor precio-estímulo, menos chances de conseguir la oferta de gas que busca el gobierno. Ese es el riesgo que enfrenta el gobierno.

Negociación con Tecpetrol

Para definir la envergadura del nuevo programa de estímulo es central definir si Tecpetrol participará o no de la licitación. La petrolera del grupo Techint es la empresa que más invirtió en el desarrollo de gas en los últimos tres años. El problema es que la Procuración del Tesoro pretende que la petrolera renuncie al juicio que inició contra el Estado a principios de 2019 al denunciar que el ex secretario de Energía Gustavo Lopetegui modificó los criterios de aplicación de la resolución 46/2017 del entonces Ministerio de Energía.

El área que dirige Carlos Zannini quiere que Tecpetrol renuncie no sólo a la continuidad del reclamo judicial hacia adelante. Es decir, desde que se ponga en marcha el nuevo esquema, como en un primer momento se había pre-acordado con el Ministerio de Desarrollo Productivo. La posición de Tecpetrol parece ser clara en ese punto. Está dispuesta a explorar un desistimiento en la Justicia desde la fecha de lanzamiento del nuevo programa hasta que finalice el programa de incentivos que creó la resolución 46, en diciembre de 2021. Parece muy improbable, por el contrario, que renuncie a su demanda desde que la inició. Habrá que ver cómo finaliza esa negociación.

La participación de Tecpetrol es clave para definir la envergadura del programa. Una eventual exclusión de la petrolera controlada por Techint obligaría al gobierno a reformular el esquema. Por dos motivos:

a) porque si Tecpetrol queda afuera no será fácil reunir los 50 millones de metros cúbicos diarios (MMm3/día) que aspira a adjudicar el gobierno. Deberá, en ese casi, poner un objetivo más modesto.

b) En caso de que la empresa quede excluída, la competencia entre los productores de la cuenca Neuquina se verá seriamente afectada. Se descuenta que si Tecpetrol, el segundo productor de gas de la cuenca Neuquina, no participa de la subasta, prácticamente no habrá competencia alguna entre las petroleras. La mayoría terminará cotizando al precio máximo incluido en el pliego. De ahí la relevancia en saber cómo se resuelve la negociación con Tecpetrol.

El rol de la cuenca Austral

Una de las opciones que analizó el gobierno es reducir de cuatro a tres años la duración del programa de estímulo. En ese punto, es clave ver cómo quedará redactado el capítulo dirigido a promocionar la producción offshore de gas desde la cuenca Austral. El borrador que había preparado Desarrollo Productivo contemplaba que las petroleras que inviertan en el desarrollo de campos en aguas profundas recibirían, por tratarse de proyectos que demandan entre tres y cuatro años de construcción, un precio-estímulo por ocho años; el doble que el resto.

En rigor, ese esquema diferencial fue diseñado para que el consorcio integrado por PAE, Total y Wintershall Dea avancen en la explotación de Fénix, un campo offshore al sur de Tierra del Fuego que demandará una inversión de unos US$ 1000 millones. La redacción final del plan disipará el interrogante acerca de si las empresas están dispuestas a seguir adelante con ese proyecto millonario pese al resquebrajamiento de la situación cambiaria de la economía argentina.

Sobre este punto, hay una cuestión adicional: la construcción de Fénix requiere que las empresas involucradas ingresen al país nueva inversión. No alcanza sólo con reinvertir el flujo de fondos que genera el negocio local de cada compañía. Un desarrollo de esa envergadura precisa que los privados inyecten fondos desde el exterior para hacer frente a la inversión intensiva que requiere el proyecto.

Una variable a despejar es si el consorcio avanzará con la explotación de Fénix o no después de que el Banco Central (BCRA) agudizara el control cambiario y obligara a las empresas a reestructurar su deuda en dólares.