“Compramos unos 300.000 metros cúbicos diarios (m3/d) de gas natural para este fin de semana a 6 centavos de dólar por millón de BTU. Nunca habíamos pagado un precio tan bajo”, señaló a EconoJournal el responsable comercial de una importante industria del interior de la provincia de Buenos Aires. “Es más, en chiste pero no tanto, la petrolera que me vendió me dijo que si la demanda de gas seguía tan baja en los próximos días iban a empezar a regalar o hasta pagar para que se lleven el gas porque ya no pueden cerrar más pozos”, agregó.

La escena grafica una realidad que afecta desde hace al menos dos semanas a las productoras de gas natural: YPF, TotalEnergies, Pluspetrol, Tecpetrol, PAE, Harbour Energy, Pampa Energía y CGC, entre otras. La primavera suele ser un período complicado para esas compañías: como consecuencia de las temperaturas templadas —ni frías ni cálidas—, el consumo de gas se retrae —este fin de semana la demanda cayó por debajo de los 100 millones de m3/d, un 50% por debajo que el pico de invierno— por lo que sobra oferta en el sistema. Este año, sin embargo, esa dinámica se agudizó hasta niveles impensados por la incorporación de algunos elementos novedosos derivados de la operación de Vaca Muerta.

La llegada del gas asociado

El incremento de la producción no convencional de petróleo provocó un salto de los volúmenes de gas asociado al crudo que se extrae en algunos yacimientos de Neuquén. Campos como La Calera —un área operada por Pluspetrol, que está produciendo cerca de 7 MMm3/día de gas asociado—, Loma Campana —de YPF, que inyecta unos 2 millones de ese mismo gas— o incluso Bajada de Palo, de Vista, aportan en conjunto más de 10 MMm3/día de ese tipo de gas que, a diferencia del gas seco o dry gas, no se puede cerrar porque, al estar asociado a la extracción de petróleo, hacerlo implicaría reducir la producción de crudo.

¿Qué hacen entonces esas petroleras? En momentos de bajas temperaturas lo venden muy barato, casi lo regalan, para que algún comercializador o alguna industria se lo lleve con tal de no afectar la explotación de petróleo en Vaca Muerta.

La baja del precio spot de gas natural en esta época del año no es una novedad. No es extraño que en octubre el importe del fluido que se vende en el mercado diario perfore y se venda por debajo de 1 dólar por MMBTU. Pero nunca antes se habían registrado precios tan bajos, casi testimoniales.

“Es un punto de inflexión. Vamos a tener que repensar la manera que comercializamos nuestra producción porque el gas asociado que se extrae en Vaca Muerta está cambiando el negocio tal como lo conocimos”, admitió el gerente comercial de una petrolera de gas seco que por estos días tiene cerrados más de 10 pozos de gas porque no hay demanda.

Gas natural: quién se queda con la renta del negocio

La situación provocó, a su vez, una reconfiguración de la disputa por la renta del negocio entre productores y comercializadores (traders). Estos últimos se encargan de vender el hidrocarburo a clientes industriales más chicos o establecimientos comerciales que no demandan tanto gas.

Las compañías comercializadoras son las que controlan la mayor parte del mercado spot de gas natural, un segmento que mueve volúmenes relativamente pequeños del fluido, que oscilan entre los 5 y los 7 MMm3/día; es decir, como mucho, un 7% del volumen total de gas que se vende en la Argentina por estos días. El noventa y pico restante se comercializa bajo el paraguas del Plan Gas, el esquema contractual que está vigente hasta diciembre de 2028 por el cual el Estado asegura un precio promedio de gas durante todo el año para asegurar la cobertura de la mayor parte de la demanda residencial y del consumo de gas para generar energía.

Frente a la destrucción de la señal de precios del gas en estas semanas, las empresas comercializadoras, más ágiles y con menos restricciones para tomar decisiones, se movieron rápido para capturar la ventana de oportunidad. Lo que hicieron concretamente fue comprar barato el gas a los productores de gas asociado en el mercado spot y revendérselo a sus clientes industriales.

Para eso, en rigor, las comercializadoras aprovechan la letra fina de los contratos anuales que tienen firmados con las petroleras. Las cláusulas de take or pay (tomar o pagar) establecen cuál es el volumen mínimo de gas que tienen que comprar las comercializadoras del volumen total incluido en los contratos con los productores. En promedio, ronda un 80 por ciento.

En esa clave, por ejemplo, en un contrato anual por 1 MMm3/día, una comercializadora está obligada por contrato a comprarle 800.000 m3/día al productor al precio que se cerró en abril o mayo (meses en los que se cierran los contratos anuales de gas). Los 200.000 m3/d restantes puede salir a buscarlos al mercado spot a precios bajísimos como los actuales.

“A partir del año que viene vamos a tener que redefinir las cláusulas del take or pay porque lo que estamos viendo ahora es una transferencia de renta desde los productores renta hacia los comercializadores, que se valieron de esa flexibilidad contractual a su favor”, adelantaron desde una petrolera.