El mercado del gas ingresó en etapa de definiciones. La readecuación del programa de estímulo a la producción no convencional de gas, que supondrá un recorte en las partidas millonarias que destinará el Estado en 2019 para compensar a las petroleras, como adelantó hoy este medio, está vinculada también a una fuerte baja del precio del gas por la competencia entre petroleras, que se acentuó en las últimas dos semanas. Tanto que en diciembre se despachó gas para el segmento de generación eléctrica a US$ 2,80 por MMBTU, una cifra impensada hasta poco tiempo atrás. En la industria ya hablan de una depredación de los precios que seguramente se extenderá hasta fines del primer trimestre.

Lo que puede parecer una buena señal para los consumidores —la baja del gas beneficiará a generadoras, industrias y comercios— no lo es para el sector de producción: con precios en el orden de los US$ 3 por MMBTU es difícil apalancar inversión en proyectos no convencionales de Vaca Muerta o en el offshore de la cuenca Austral, coinciden las empresas.

La baja del precio para el negocio de generación responde, fundamentalmente, a una dinámica entre dos: uno histórico como YPF, el mayor productor de gas del país, y un nuevo contendiente como Tecpetrol que, con un incremento exponencial de su producción en Fortín de Piedra, su campo estrella en Vaca Muerta, desafía con su oferta al póquer de grandes productores que conforman desde hace años Pan American Energy (PAE), la francesa Total y la alemana Wintershall, además de YPF.

Tecpetrol cuenta con una ventaja: es el principal beneficiario del programa de estímulo a la producción que creó la resolución 46/2016 del Ministerio de Energía. Esa iniciativa premia con un precio estímulo, que en la práctica se traduce en una bonificación directa el Tesoro, a las empresas que inviertan en nuevos desarrollos no convencionales de gas.

El programa tuvo un ‘calce’ imperfecto con el viejo Plan Gas que en 2013 había impulsado el ex ministro de Economía Axel Kicillof porque, por un lado, el Estado dejó debiendo en 2017 más de US$ 1200 millones a YPF y a otros grandes productores. Y por el otro, no incentivó la continuidad de los desarrollos no convencionales que esas empresas habían realizado en campos de tight y shale gas. La resolución 46 se concentró en apalancar inversiones en campos sin o con escasa producción no convencional.

Hacer punta

Tecpetrol tomó la posta primero que otras empresas. Y de forma agresiva. Desde marzo de 2017 lleva invertidos US$ 1600 millones en Fortín de Piedra, donde hoy produce 16 millones de metros cúbicos diarios (MMm3/día) de gas; un 12% de la oferta total del hidrocarburo a nivel nacional. No existen antecedentes, al menos a nivel regional, que den cuenta de la construcción en tan poco tiempo de un yacimiento de tamaña producción.

La consecuencia directa de ese desarrollo es que empezó a registrarse una sobreoferta de gas en buena parte del año. Salvo durante los cuatro o cinco meses de frío, no hay demanda suficiente para colocar la extracción interna de gas. Por eso, la Secretaría de Energía, que dirige Javier Iguacel, empezó a autorizar las exportaciones de gas a Chile para ampliar el mercado. Pero tampoco es suficiente. Por eso, varias productoras —fundamentalmente YPF— se vieron obligadas a cerrar pozos. En los últimos dos meses, hubo días en que la petrolera controlada por el Estado tuvo que cerrar hasta un 30% de su producción por la falta de mercado, con el consecuente impacto negativo en el flujo de fondos de la compañía.

Por eso, cuando Energía tomó la decisión de liberar parcialmente la compra de combustibles en el mercado de generación, YPF cambió de estrategia y fue muy agresivo en materia de precios. Ofreció su gas a las generadoras (Central Puerto, Enel, Pampa Energía, AES y Albanesi, entre otros) muy barato a importes cercanos a los US$ 3 por MMBTU de gas. Lo hizo, en especial, para desplazar oferta de sus competidores y asegurarse mercado. Sin embargo, Tecpetrol redobló su oferta y llegó a ofrecer gas a US$ 2,80 por MMBTU; una cifra sorpresiva hasta hace pocos meses atrás, incluso un 20% inferior a la ofertas recibidas por Cammesa, la compañía que administra el Mercado Eléctrico Mayorista (MEM), en la licitación realizada en septiembre en el MEGSA (Mercado Eléctrónico del Gas).

En la industria señalan que la petrolera de Techint puede ofrecer precios mucho más bajos que el resto porque cuenta, además, con la bonificación que recibe del Estado. Eso implica, en los hechos, cobrar el precio de venta (en este caso, por ejemplo, 2,80 dólares) y luego percibir unos US$ 3,50 adicionales como premio, que es equivalente a la diferencia entre el precio estímulo (US$ 7,50 para 2018) y el precio promedio de mercado, que ronda los 4 dólares. Los grandes ganadores de esa competencia son los generadoras, que capturaron la renta que perdieron los productores.

Las eléctricas adquirieron gas a 3 dólares o menos, pero declararon un valor más elevado cuando declararon sus Costos Variables de Producción (CVP), que se actualizan de forma quincenal. “Algunas generadoras declararon un precio del gas a 4,10 o 4,20 dólares cuando lo compraron a 3 dólares. Es perfectamente legal lo que hicieron. Aprovecharon los resquicios de la regulación y del sistema. Pero capturaron una renta impensada”, explicaron allegados a la Secretaría de Energía. Central Puerto, por ejemplo, uno de los dos mayores generadores del país, facturó US$ 2 millones adicionales por este motivo. En Cammesa y en Energía existe malestar por esta situación, dado que, en lugar de terminar reduciendo el costo total del sistema eléctrica, la liberación parece haber provocado un fenómeno inverso.

Misiva  

Con es mar de fondo, la Cámara de Empresas Productoras de Hidrocabruros (Ceph) tomó una decisión llamativa. La semana pasada envió una carta a Iguacel y también al ministro de Hacienda, Nicolás Dujovne, en la que reclaman que para las próximas licitaciones que realicen Cammesa y IEASA (suspendió una subasta de gas en firme que iba a realizar en diciembre) tenga en cuenta el costo real del gas que tendrá que afrontar el Estado por esas compras. “Solicitamos que (…) para la asignación de los volúmenes respectivos se considere el costo económico real que el gobierno federal tendrá que por esas compras, y el costo real de la importación de gas natural desde Bolivia o Chile y de GNL, el de los programas de estímulo a laproducción de gas natural”, advierte el texto fechado el 6 de diciembre, al que accedió EconoJournal.

En otras palabras, con esta última línea lo que está pidiendo la entidad es que cuando Cammesa o IEASA adquieran gas a productores beneficiados por la resolución 46 se tenga en cuenta el costo real para el Estado: es decir, el precio de venta más la compensación; unos US$ 6 por MMBTU según los últimos precios ofrecidos al mercado de generación. De esa manera, aspiran a frenar que competencia distorsionada por el funcionamiento de la resolución 46 termine acentuando la baja de precios hasta niveles que tornen en antieconómica la inversión

No hubo una posición unánime sobre el texto enviado al gobierno. Pero prevaleció la posición de la mayoría de las empresas. La clave, para adelante, es cómo fluctuarán el mercado en invierno, cuando crezca la demanda por el frío y los precios del gas suban.