El Estado nacional aún no pagó el gas que las petroleras inyectaron en enero bajo el paraguas del Plan Gas Ar. Tendría que haberlo pagado a fines de marzo. Tampoco la estatal IEASA (ex Enarsa) cumplió con los compromisos que se desprenden del plan de estímulo a la producción de gas, que fue presentado a principios de año por el gobierno como una herramienta sofisticada para reactivar la extracción del principal combustible sobre el que se apoya la matriz energética nacional.

Cammesa, la compañía que administra el Mercado Eléctrico Mayorista, fue la única dependencia controlada por el Poder Ejecutivo que pagó parte del gas que se produjo bajo el Plan Gas Ar. Pero su esfuerzo también fue insuficiente: adeuda un 11% del saldo que tendría que haber pagado el 31 de marzo y toda la factura del gas de febrero que tendría que haberse abonado el 30 de abril (debería cancelarse, como tope, a los 60 días).

Mientras tanto, las distribuidoras —Metrogas, Camuzzi, Naturgy y EcoGas, entre las principales— están a la espera de que el gobierno autorice los nuevos cuadros tarifarios con una suba en factura final de los hogares del 6 o 7 por ciento. El interventor del Enargas, Federico Bernal, indicó ayer a Clarín que la nueva fecha es el 1º de junio (en un principio, se iba a aumentar en abril y después en mayo). Las empresas gasíferas admiten que hasta que no se actualicen sus ingresos —pasarán a cobrar, en la mayoría de los casos, entre un 25% y un 30% más por la suba del Valor Agregado de Distribución (VAD)— no podrán pagarle a los productores toda la factura del gas que le compran.

Y, como si fuera poco, la parálisis en Neuquén por los cortes de ruta que se extendieron por 22 días a raíz del conflicto de la gobernación de Omar Gutiérrez con autoconvocados de Salud, provocó que el gas disponible en el sistema fuese inferior al que se preveía. Ayer se inyectaron 94 millones de metros cúbicos (MMm3) de gas, según datos del Enargas, cuando deberían haberse inyectado al menos 100 MMm3.

¿Cómo es esa cuenta? Por la oferta base comprometida en el Plan Gas, las grandes petroleras —YPF, PAE, Total, Wintershall, Tecpetrol, Pampa, Pluspetrol y CGC— deberían inyectar a partir del 1º de mayo unos 68 MMm3/día de gas, más unos 30 MMm3/día por fuera del programa de estímulo. A su vez, las compañías no firmantes del Plan Gas Ar —Roch, PCR, Sinopec, Sipetrol y Oilstone, entre otras— aportan entre 3 y 5 MMm3/día de gas. Por eso, a esta altura del año, la producción total de gas debería superar, mínimamente, los 100 MMm3/día de gas. Sin embargo, ayer faltaron 6 millones.

• Si la tendencia no cambia, el sistema va a crujir en las próximas semanas cuando las temperaturas mínimas bajen por debajo de los 10 grados.

¿Por qué falta gas?

En buena medida, porque a raíz del conflicto en Neuquén las petroleras están teniendo problemas para inyectar la oferta a la que se habían comprometido. Por ejemplo, a YPF, el mayor jugador del mercado, le faltan unos 2,5 MMm3/día, y a Pan American Energy (PAE), la segunda petrolera del país, le está costando compensar la declinación de la producción de la cuenca Austral con nuevos desarrollos de Neuquén, precisamente porque durante casi todo abril se vio imposibilitada de seguir perforando por razones ajenas a la industria. En rigor, eso fue lo que le pasó a la mayoría de las productoras de Neuquén, que registran atrasos en sus planes de desarrollo por el conflicto.

La endeblez del sistema por el lado de la producción se acentúa por los problemas económicos del Estado. Ariel Kogan, mano derecha del secretario de Energía Darío Martínez y vicepresidente de Cammesa, envió está semana una nota al ministro de Economía, Martín Guzmán, en la que advierte que si el Tesoro no empieza a transferir unos $ 50.000 millones por mes al sector eléctrico, Cammesa no podrá cumplir con todos sus obligaciones comerciales.

La necesidad creciente de subsidios energéticos explica la crisis que estalló la semana pasada entre el ministro y el subsecretario de Energía Eléctrica, Federico Basualdo. Hacienda transfirió a Cammesa unos $ 25.000 millones por mes durante el primer trimestre, menos de lo que se había requerido, pero pudo pilotear la situación por los ingresos provenientes de la exportación de energía a Brasil concretadas en enero y febrero.

• Fuentes de Economía aseguran que el Tesoro no está en condiciones de solventar el nivel de subsidios del sector. Por eso, argumentan, era importante resolver los aumentos de tarifas durante el primer bimestre del año y no estar lidiando con el tema, aún sin resolución en el caso del gas, en pleno mayo a las puertas del invierno.

Fuera de contexto

Por eso llamó la atención de técnicos del área energética que, en este contexto de brusco deterioro de las condiciones de mercado, esta semana se filtrara en los medios la disconformidad de algunas petroleras con el criterio elegido por el gobierno para autorizar exportaciones de gas con transporte en firme, según quedó asentado en la resolución 360 de la Secretaría, que se publicó hace 10 días.

La disputa es de un nivel de detalle técnico que parece de segundo orden frente al escenario de urgencias actuales. Pero pone en evidencia una disputa comercial puertas adentro de la industria entre los grandes jugadores del mercado. En términos simplificados, el consorcio de empresas que más produce gas desde la cuenca Austral —que está liderado por la francesa Total e integran también Pan American Energy (PAE) y Wintershall Dea— impugna que se haya abierta la puerta para que, a su entender, se pueda abastecer de gas a clientes de exportación desde una cuenca distinta a la se incluyó en el Plan Gas Ar. Cuestionan, sin decirlo claramente, que el Estado le haya dado la chance a YPF para que pueda cumplir con su contrato de exportación de 1 MMm3/día de gas a Methanex en Punta Arenas (Chile) desde yacimientos de la cuenca Austral.

Letra chica

La realidad es mucho más compleja, incluye más variables, y en definitiva, es consecuencia del escenario de deterioro del mercado de gas descripto a inicios de esta nota. La idea original del gobierno era autorizar este año la exportación en firme de 11 MMm3/día de gas durante el verano. Pero como los técnicos del gobierno advierten que la producción local no es suficiente para cumplir con esa cuota finalmente se definió que este año sólo se puedan exportar 6 MMm3/día de gas.

El esquema inicial preveía que los 11 MMm3/día a exportar se dividan en dos bloques: uno prioritario de 6 MMm3/día, que a su vez se repartiría en dos (4 millones desde Neuquén y dos desde cuenca Austral), y se adjudicaría en función de un criterio económico definido por el precio ofrecido por cada productor en la ronda 1 del Plan Gas (los que ofrecieron el menor precio tenían prioridad para exportar). Y a su vez, contemplaba un bloque 2 o remanente por 5 MMm3/día de gas —repartido en 3 millones desde Neuquén y dos desde Austral—, que se iba a otorgar a partir de un criterio distinto al empleado para definir el bloque 1.

Esa fórmula, que no estaba especificada en el Decreto 892, fue la que se definió en la resolución 360. ¿Qué se definió? Se creó un ponderador polinómico que además de tener en cuente el precio ofrecido contempla también el market share de cada productor. Se buscó premiar también a las petroleras que más gas inyectan en el mercado. Existe razonabilidad en ese punto. YPF fue una de las empresas que motorizó esa interpretación y se beneficia de la norma. Pampa y Tecpetrol también podrían verse favorecidas.

Pero nada habría pasado si el gobierno —e indirectamente el mercado— hubiese podido cumplir con el plan inicial. Pero como falta gas en el sistema y las proyecciones no son optimistas, el Ejecutivo definió que no era seguro autorizar que se exporte con transporte en firme (es decir, sin chances de cortar esa venta) el tope de 11 MMm3/día de gas. Se achicó esa cuota a 6 MMm3/día, que es un volumen equivalente al definido en el bloque prioritario, pero se modificó el criterio de adjudicación de ese cantidad de gas.

Methanex

La resolución habilitó a que petroleras con contratos vigentes —como el de YPF con Methanex, que viene de los ’90, está redactado bajo Ley de Nueva York e incluye penalidades millonarias si la petrolera incumple la cláusula de deliver or pay— puedan buscar una especie de waiver para mentener vigentes esos contratos si cumplen determinadas condiciones regulatorias.

Una nota al gobierno de la Cámara de la Energía (CADE), que preside Carlos Magariños, advirtió esta semana su disconformidad para ese cambio normativo, como publicó La Nación, aunque desde la entidad buscaron bajarle el tono al conflicto. La Ceph, la cámara histórica del sector, también preveía enviar una nota sobre el tema, pero no hubo consenso interno.

El principal elemento tangible de esa discusión, que para muchos es secundaria frente a las dificultades que presenta el contexto actual, es el contrato que Methanex tiene con YPF. Una lectura obligada conduce a que Total, el segundo jugador del mercado de gas, quiere tener la opción de abastecer ese contrato.

“El decreto original de Plan Gas Ar autorizaba la exportación de un bloque remanente de gas, que se iba a adjudicar en función de un criterio diferente al bloque prioritario. La resolución definió ese punto. No hay nada raro o incorrecto en eso. No es lógico pretender que YPF pierda un contrato que tiene desde hace años porque no se pudo cumplir con el plan original. Los costos de las decisiones que toma el gobierno tienen que ser repartidos para todos”, explicaron a EconoJournal allegados a la petrolera. La empresa propuso otros cambios en la resolución, que finalmente no fueron incluidos por la Secretaría de Energía. Sería incorrecto creer que YPF puede traccionar todo lo que reclama ante la cartera que dirige Darío Martínez. Por el contrario, la petrolera fue una de las últimas en conocer la letra chica de la resolución.

¿Cómo se resolverá el conflicto? La Secretaría tiene previsto contestar la nota de la CADE, al igual que una individual que envió Total. Pero tal como admitieron varios directivos consultados por este medio, la discusión quede sujeta a lo que suceda en el mercado con los pagos del Plan Gas Ar y la producción disponible en el mercado. «Si para julio no hay una corrección de los plazos de pagos, lo más probable es que las petroleras empiecen a discontinuar sus planes de inversión. Desde las casas matrices de las empresas no se va a autorizar que se siga invirtiendo si el Estado no cumple con lo que firmó», indicó el vicepresidente de Gas de una petrolera.