La producción de gas ha venido creciendo de mano de la explotación no convencional y una parte cada vez más importante de esa producción es gas asociado al petróleo. Eso significa que en momentos en que la demanda se contrae por razones estacionales el productor no puede simplemente cerrar el pozo porque necesita seguir produciendo crudo. Esa mayor oferta de gas en un contexto de menor demanda, no solo por las temperaturas templadas sino también por la recesión económica, llevaron, como informó EconoJournal el domingo, a que el precio del gas en el mercado spot cotice a unos pocos centavos por MMBTU. Algunos productores se quejan porque las comercializadoras aprovechan la flexibilidad de ciertos contratos anuales o plurianuales que establecen un volumen mínimo bajo modalidad take or pay (tomar o pagar), que suele rondar el 80%, y hacen valer esa cláusula para comprar solo ese porcentaje con un precio ya fijado por contrato e ir al mercado spot a adquirir el adicional que necesitan a un valor sustancialmente más bajo. EconoJournal conversó con Juan Bosch, presidente de la comercializadora SAESA, sobre esta situación coyuntural y también sobre las reformas que se vienen aplicando para desregular el mercado.
–¿La fuerte baja del precio en el mercado spot está siendo aprovechada por las comercializadoras para comprar gas barato y seguir vendiéndole al industrial al mismo precio de siempre para obtener una ganancia extraordinaria?
–No, eso es imposible. En el mercado hay unos cien traders y la enorme mayoría son pequeñas empresas cuyos dueños no tienen un gran patrimonio sino una trayectoria de cumplir con su palabra. Más del 90% de los traders son ese tipo de empresas. Creer que esas empresas tienen firmados contratos de venta sin asegurarse la compra de gas es ingenuo. En un momento de mayo y sobre todo en julio tuvimos precios spot de gas por arriba de los 6 dólares por millón de BTU y el año pasado por arriba de 9 dólares. Si el comercializador no hubiera estado comprado hubiese terminado quebrando. No puede jugarse a no estar comprado. Tiene que tener el producto siempre balanceado entre la compra y la venta. Obviamente, tiene un blend de contratos, contratos con distintas condiciones. Mayoritariamente está vendido en contratos con pequeños y medianos consumidores que no tienen take or pay, tienen como una exclusividad, pero como el trader los conoce desde hace muchos años, sabe que el citrícola consume menos a la entrada del invierno y más en pleno invierno, mientras que la papelera es un poco más flat (NdR: consume volúmenes más constantes a lo largo del año). Tiene un mapa de cómo son los consumos y no los obliga a consumir flat a todos, como dice el contrato. Ese es un primer gran servicio que hacemos. Nosotros firmamos take or pay, pero salvo a clientes muy grandes, damos flexibilidad y blendeamos (NdR: mezclan) la demanda de uno con la de otro para poder ofrecerle al productor un contrato más flat a lo largo del año. No existe la posibilidad de vender a 3,5 dólares, que son los precios del Plan Gas, y no estar comprado porque la comercializadora vuelca. Eso le pasó durante la guerra de Ucrania a muchísimos traders europeos, fundamentalmente en Inglaterra. Se vendían cada día más barato sin comprarse, cambió un poquito la curva y la gran mayoría volcó.
–¿Eso significa que el comercializador no compra volúmenes significativos cuando el precio baja a valores irrisorios porque ya tiene firmado un contrato anual para garantizar el abastecimiento de sus clientes?
–El mercado del gas se mueve por temporada. La temporada arranca el 1 de mayo y termina el 30 de abril. La enorme mayoría de los volúmenes de gas se contratan anualmente durante marzo y abril y la vigencia del contrato arranca el 1 de mayo y dura hasta el 30 de abril. Durante la salida del verano y comienzo del otoño el comercializador firma sus contratos de compra y venta, los cuáles se van pisando. Todo lo maneja de manera anual. Por encima de eso, hay un volumen que se maneja en condición spot (NdR: en el momento), generalmente son grandes cargadores, como Acindar o Aluar. Ellos a veces se quedan una parte en el spot, no para timbear sino porque no saben bien cómo va a venir la demanda de sus productos y por ende sus necesidades. Una parte del gas lo compran en flat anual, flat o con curva, pero anual, y otra parte la van comprando por mes o incluso por día, según la necesidad de cubrir algunas demandas puntuales. No está muy claro cuál es el volumen total de gas en condición spot, pero podría decir que ronda entre el 7% y 12% de la producción anual. No se compra gas en spot para cubrir contratos anuales, salvo contadísimos casos y por volúmenes muy pequeños, pero incluso en esos casos es parte del libre juego de la oferta y la demanda. Ahora el precio del gas está en 4 centavos de dólar por MMBTU, pero en los días de frío de mayo y junio superó los 8 dólares y, por supuesto, los productores cumplieron con todas sus obligaciones, salvo por un pequeño suceso de fuerza mayor registrado durante unas horas. Si el contrato tenía una entrega de 100 decámetros, pero el delivery or pay (NdR: entrega o paga)era de 90, entregaban 90 y los otros 10 a precio spot porque el precio spot era el triple, pero eso no dice nada de malo del productor, esto indica que es un mercado y si alguien hubiese querido comprar el take or pay igual a la cantidad máxima contratada hubiera podido hacerlo, pero si elegía otro tipo de contrato porque quería quedarse con un poco de flexibilidad también podía hacerlo. Ahora bien, no hay una especulación de vender o comprar anual y jugar luego en el spot porque no sale bien, ya que el precio del spot es muy imprevisible.
–Usted lo que busca señalar es la supuesta contradicción de los productores que aprovechan estas reglas cuando les conviene y luego se quejan si el beneficiado circunstancial es el comercializador.
–El trader no consume gas, el que consume gas es el gran usuario que puede contratarlo y lo que hace el comercializador es venderle gas a ese gran usuario. Compra gas en condición spot y lo vende en condición spot. Eso tiene un margen que rondará el 2% o 3%, muy propio de este mercado, según qué tipo de cliente sea o qué tipo de contrato se haya firmado. El precio spot se conoce diariamente porque lo publica SAESA. Ahora incluso estamos sumando inteligencia artificial, más trazabilidad y más transparencia. Si no estuviera ese indicador, los productores no estarían cobrando 4 o 6 centavos de dólar por MMBTU, sino que estarían pagando para que alguien se lleve el gas asociado o dejando de producir petróleo sufriendo pérdidas millonarias.
–¿El trader lo único que hace es comprar spot y vender spot en su rol de intermediario entre productor y cliente industrial?
–Por supuesto. Ese precio spot surge de compras y ventas. De hecho, estamos trabajando con inteligencia artificial para que el precio sea absolutamente indubitable.
–¿No es posible que haya algún trader que compre a 4 centavos de dólar por MMBTU y luego venda a 3,50 dólares?
–En algún caso muy puntual, por un volumen despreciable, podría llegar a pasar que un trader haya vendido un millón de metros cúbicos por contrato y como el productor no le entrega tenga que salir a comprar el gas en condición spot. En este contexto, si ocurre eso el trader estaría muy agradecido, pero si la situación se mantuviera en el tiempo ese mismo trader terminaría quebrando porque el precio promedio de contratos estuvo en torno a los 3 dólares y en invierno hubo muchos días en los que el gas en el spot cotizó a 8 dólares.
–, que se valieron de esa flexibilidad contractual a su favor”. Esa flexibilidad a la que hace referencia tiene que ver con que las cláusulas de take or pay establecen un volumen mínimo que el comercializador tiene que comprar, que ronda el 80% del total, y en este contexto la hacen valer para comprar el 20% restante en el spot a un precio mucho menor.
–Son contratos libres entre privados. No hay ningún problema. Cada productor de gas sabe cuáles son las reglas que más le convienen y si quiere un take or pay del 100% va a tener que garantizar un delivery or pay del 100% y no todos, con este sistema de producción, lo pueden garantizar. Nosotros tenemos muchos contratos con take or pay 100% y obviamente tienen otras condiciones, de precios, de plazos, de penalidades. Es como si alguien me dice que al propietario de un departamento en la costa atlántica no le gustó que un inquilino haya disfrutado de 10 días maravillosos en la playa y busque cobrarle muchísimo más el año que viene. Está perfecto. Tendrá que publicar su oferta y habrá que negociar. Así funciona el mercado. No tenemos un problema de mercado. Lo que tenemos es un problema de falta de ejercicio de mercado. Ya hay mucha gente que está dispuesta a comprar el gas asociado para agregar valor. Obviamente, no aspiran a pagar 4 centavos, pero sí un precio competitivo para transformar ese gas en otro tipo de producto, hablo de criptomonedas o de agroindustria. Ya hay muchas preguntas sobre este tema. Tenemos que lograr que haya más información, más transparencia y más empresarios dispuestos a transformar el gas en valor agregado al mismo tiempo que se sigue fomentando la exportación y el superávit.
–Pero por ahora la gran mayoría del gas está contractualizado bajo el paraguas del Plan Gas hasta 2028.
–Sí, son contratos que se firmaron hace algunos años y hay que cumplirlos, pero en la medida que se acerque el vencimiento de esos contratos el mercado se va a ir haciendo más dinámico, va a ir sumando actores y posibilidades. Hoy hay dos tercios de la demanda que está con contratos rígidos y no pueden agregar valor en este mercado. En esa condición está prácticamente toda la generación, salvo una vez cumplidos los take or pay, y prácticamente toda la demanda residencial de las distribuidoras hasta que no se cumpla el take or pay de Enarsa y de Cammesa. Esos dos tercios se van a ir liberando a medida que se acerque el vencimiento de los contratos plurianuales del Plan Gas. Por otro lado, es importante remarcar que para que haya un desarrollo de mercado de verdad, hay que ir un mercado de futuros, como ocurre con el dólar futuro o la soja futuro, porque eso es lo que le da verdadero dinamismo al mercado, pero mientras no haya un precio spot fuerte y reconocido por todas las partes es muy difícil construir un mercado de futuros. Como industria tenemos que trabajar para que haya un precio spot robusto y eso lo garantiza una multiplicidad de actores. Es necesario fortalecer el mercado porque hay que desarrollar la segunda formación de gas más grande del mundo. El mercado se va a seguir consolidando a medida que se incorporen más actores. Cualquier generador nuevo y cualquier industria nueva van al libre mercado, no están en el Plan Gas. Además, la nueva regulación dice específicamente que los productores pueden celebrar acuerdos con generadores y comercializadores para que los contratos que tienen con Cammesa pasen al mercado privado, liberando a Cammesa de esos contratos.
–¿Y por qué lo harían?
–Porque podrían obtener mayores incentivos, mejores plazos de pago, más flexibilidad para las partes. Hoy quizás les cuesta más verlo porque todavía falta para el 2028. El año que viene lo van a ver más nítido y yo creo que en el 2027 se van a pasar todos al mercado privado porque no les va a convenir quedarse con un contrato al que le queda muy poco, con un co-contratante estatal con todo lo que eso implica.
–A medida que haya más mercado, ¿el precio del gas va a bajar?
–Estoy convencido de que sí. Los precios que acuerda el Estado siempre son más caros. EconoJournal publicó hace poco diciendo que los contratos de Cammesa y Enarsa no reconocían el salto del tipo de cambio entre la fecha de cierre de factura y la fecha de pago y que había una perdida relevante. Eso es parte del riesgo de contratar con el Estado y todo eso se mete en el precio cuando se negocia con el Estado. Un industrial que honra sus compromisos, que soluciona los problemas, que tiene empatía, flexibilidad y sentido de la responsabilidad va a conseguir mejores precios con los productores directamente que a través del Estado. El Estado es como el Rey Midas, todo lo que toca lo hace más ineficiente, más engorroso y más oneroso.
–¿Cómo evalúa la gestión del gobierno para desregular el mercado?
–Es muy fácil juzgar desde el confort del sillón porque uno no tiene la capacidad de comprender todo lo que pasa en la cancha como sí la tienen los que están jugando. Hecha esa aclaración, creo que el norte es muy claro. El Congreso lo marcó en la ley de Bases donde dice que se debe ir hacia un mercado abierto, libre y competitivo de gas y electricidad. Están yendo hacia ahí tratando de sortear las limitaciones vigentes, tanto por contratos que deben respetarse como por una maraña regulatoria que comenzó a inicios de la década del 2000. A comienzos de los 2000, Argentina era un modelo de mercado energético que se copiaba en otros países, incluso en Europa, pero desde entonces se fueron tomando decisiones de corto plazo que incrementaron la regulación hasta que en el 2013 se sancionó la resolución 93 que profundizó la centralización estatal limitando la capacidad de los generadores para operar de manera autónoma. Desarmar todo ese esquema que ya lleva más de 20 años y 12 años desde la resolución de 2013 no es fácil, pero el norte es el que marcó el Congreso.
