El Ministerio de Energía cambiará la forma en que se asignan los millonarios subsidios al gas. A partir del año que viene, las transferencias del Estado al sector gasífero, que este año totalizarán cerca de US$ 2000 millones, se canalizarán directamente a través de la demanda residencial –las subvenciones se otorgarán a las distribuidoras, con Metrogas, Gas Natural Fenosa y Camuzzi a la cabeza-, en lugar de subsidiar a las grandes productoras como YPF, Pan American Energy (PAE), Total, Wintershall y Pampa Energía.
El cambio en la instrumentación de los subsidios está lejos de ser un retoque formal. Según como se instrumente, podría afectar a la baja el nivel de inversión en los yacimientos de gas durante el año que viene, tanto en los campos ya maduros como en Vaca Muerta y otros proyectos no convencionales, la gran apuesta del Gobierno para elevar la alicaída producción del hidrocarburo y bajar la millonaria factura de la importación de gas desde Bolivia y por barco de GNL.
El proceso tampoco está exento de fricciones entre el titular del área energética, Juan José Aranguren, y las petroleras privadas. Más bien todo lo contrario: el submundo de la energía está caldeado y las próximas semanas serán clave para definir una nueva hoja de ruta del sector.
¿Cómo se explica la escalada de la tensión entre Aranguren y las productoras? No hay que restarle importancia a la faceta personal: la génesis de la desconfianza entre el ministro y las empresas productoras de petróleo y gas se remonta a cuando éste negociaba como presidente de Shell el precio interno del petróleo con las grandes petroleras como YPF y PAE, que es controlada por la familia Bulgheroni. A contramano de lo que muchos creen, el desembarco de Aranguren a la función pública incrementó esas diferencias históricas con los privados. Son muy pocos los empresarios petroleros que han podido entablar un diálogo fluido con él.
Sin embargo, la tensión actual entre el ministro y las petroleras se explica fundamentalmente por la discusión en torno a cómo se desarrollará el negocio de gas a partir de 2018. Tras más de una década de intervencionismo durante los gobiernos kirchneristas, Aranguren quiere que recontractualizar el mercado de gas entre privados. En términos simplificados, quiere que las petroleras firmen contratos de venta de gas a largo plazo con distribuidoras, industrias y generadoras de energía.
No parece un objetivo disparatado. Pero en la práctica no es tan sencillo de lograr. A pesar de los fuertes aumentos de las tarifas domiciliarias de gas –con incrementos superiores al 400% desde agosto de 2016-, el precio que pagan los hogares aún no alcanza para cubrir el costo de desarrollo de los yacimientos no convencionales de tighy y shale gas, cuya explotación es más onerosa. Es decir, las tarifas que pagan los consumidores no reflejan el precio real de mercado. En otras palabras, para que la oferta local de gas se incremente el Estado deberá seguir subsidiando al negocio. La disputa se desgrana en el cómo y a quién subsidiar.
Cada distribuidora de gas tiene asignado un cuadro tarifario definido por el ente regulador (Enargas). A su vez, el organismo establece el precio del gas en boca de pozo que le corresponde a cada una de las cinco cuencas productiva (Neuquina, Golfo San Jorge, Austral, Noroeste y Cuyana). El importe de compra de gas del distribuidor al productor se define en base a ese esquema de precios.
La disparidad de precios para el gas que consumen los hogares dificulta la contractualización del mercado, dado que los productores quieren venderle gas a las distribuidoras con precios más altos. Las que tienen valores más bajo –como Camuzzi Gas del Sur, que brinda el servicio en la Patagonia a tarifas más económicas- quedan relegadas. ¿Por qué una petrolera querría firmar un contrato a largo plazo con Camuzzi cuando, por instrucción del Enargas, esa compañía está autorizada a pagar un precio más bajo que el resto?
Para terminar con esa discrecionalidad, el Ministerio de Energía fijará un precio único para el gas que cubra la demanda prioritaria de gas residencial. Luego, el Estado subsidiará a las distribuidoras que no puedan recuperar vía tarifas lo que gastan para comprar el gas a las petroleras. Eso fue lo que les comentó Aranguren a los máximos representantes del sector petrolero durante una reunión realizada hace dos semanas en Energía, según pudo reconstruir EconoJournal a partir del testimonio de privados. ¿Impactará la medida en el bolsillo de los consumidores? A priori, no. Es un ajuste interno entre los actores del mercado.
La decisión se instrumentará a partir del 1º de enero de 2018 y coincide con la finalización del Plan Gas, tal como se conoce en la jerga petrolera al programa de estímulo a la producción de gas. Bajo el paraguas de esa iniciativa, el Gobierno adeuda cerca de US$ 1200 millones a las grandes petroleras –el mayor perjudicado es YPF- por subsidios impagos desde 2016. A su vez, Aranguren tiene pendiente definir qué proyectos no convencionales de gas subvencionará el año que viene en el marco de la resolución 46 de Energía, que prevé el pago para los beneficiarios de un precio diferencial decreciente (arranca en US$ 7,50 por millón de BTU en 2018 y finaliza en 6 dólares en 2021). Las petroleras ya presentaron sus proyectos de inversión en el ministerio. En las próximas semanas, Aranguren deberá definir cuáles aceptan y cuáles no.
Al margen del criterio regulatorio que establece la resolución, el mayor filtro es el fiscal. Con la reducción del déficit como bandera, el ministro de Hacienda, Nicolás Dujovne, autorizó una partida para 2018 de $ 26.000 millones para el nuevo programa de estímulo al gas. Al tipo de cambio proyectado por el Ejecutivo ($ 19,30 según el proyecto de ley de Presupuesto), son US$ 1350 millones. Pero cerca de US$ 450 millones se destinarán a cubrir el costo del programa Tarifa Social, que beneficia a casi un 30% de los hogares. Es decir que el dinero disponible para subsidiar a las petroleras en 2018 rondaría los US$ 900 millones. Es un monto significativo, pero inferior al que pretendían las petroleras para continuar con el desarrollo de campos no convencionales que ya están en producción.
