Las ofertas que presentaron las petroleras para venderle gas natural al Estado argentino bajo el paraguas del Plan Gas confirmaron que Vaca Muerta es un yacimiento de clase mundial. No sólo por la cantidad de recursos entrampados en la formación no convencional de la cuenca Neuquina, sino porque los productores son capaces de producirlos a precios súper competitivos. Tanto que, por primera vez, se recibieron ofertas para vender gas por debajo de los 2,50 dólares por millón de BTU. Si hace apenas tres o cuatro años algunos especialistas aún se animaban a relativizar la productividad del reservorio, ese escepticismo quedó hoy fuera de eje cuando se lo contrasta con el bajo nivel de precios que pidieron las petroleras para asegurar el abastecimiento interno del país entre 2024 y 2028.
De las propuestas económicas recibidas este miércoles por la Secretaría de Energía se desprende que el costo de producción de gas natural que deberá afrontar el país —y de la energía en su conjunto, dado que buena parte de la electricidad que se consume se genera con el fluido— se retraerá en los próximos dos años en la medida que se amplíe en tiempo y forma la infraestructura de transporte de gas natural.
En términos prácticos, este nuevo concurso bajo la órbita del Plan Gas —que frente a la volatilidad cambiaria y macroeconómica funciona como un esquema de contratación que asegura a los privados un precio del gas en dólares con garantía estatal— contemplaba dos objetivos básicos: por un lado, extender hasta 2028 la provisión de una base de unos 70 millones de metros cúbicos diarios (MMm3/día) de gas natural más allá de diciembre de 2024, cuando expiran los contratos vigentes. Y por el otro, conseguir la oferta del hidrocarburo para llenar el Gasoducto Néstor Kirchner (GPNK), que debería estar operativo a mediados del año próximo y a medida que se vayan instalando plantas compresoras para sumar capacidad permitirá reducir las importaciones energéticas.
Sorpresa generalizada
En rigor, la compulsa incluía cinco licitaciones, cada una con diferentes objetivos temporales y de volúmenes de gas. Con los resultados sobre la mesa, hay que decir que el gobierno fue exitoso. No sólo logró conseguir ofertas para prorrogar por cuatro años la provisión de la base a un precio igual de competitivo que el que pagará hasta 2024, sino que además obtuvo propuestas para cargar el GPNK con un precio aún más bajo, tanto para los 11 MMm3/día de gas que se inyectarán a partir de julio de 2023 como para otros 3 MMm3/día que se cargarán desde enero de 2024.
La gran sorpresa del proceso licitatorio, sin embargo, quedó evidenciada en el precio promedio que deberá pagar el Estado para cubrir el pico que registra la demanda de gas y energía en invierno. El pliego diseñado por la Secretaría de Energía, que dirige Flavia Royón, incluyó dos rondas licitatorias: una para adquirir 7 MMm3/día de gas desde junio de 2024 hasta diciembre de 2028. Y otra para contractualizar el mismo volumen, pero desde mediados de 2025. En total, se buscaban 14 MMm3/día para inyectar en los meses de frío de cada año, entre mayo y agosto.
A raíz de eso, como los pozos podrían llegar a estar operativos solo unos pocos meses en el año, el Estado estaba dispuesto a pagar un precio tope de 8,97 dólares. Las ofertas que presentaron las petroleras estuvieron muy por debajo de esa cifra. La ronda para cubrir el pico desde 2024 se adjudicará a un precio promedio de US$ 5,52, un 38% más barato que valor máximo definido por el gobierno. Mientras que la ronda para abastecer el pico desde 2025 se asignará a un precio todavía más bajo de 4,68 dólares, un 47% que más económico que el valor tope. El precio promedio de ambas rondas se ubicó en torno a los US$ 5 por millón de BTU, muy por debajo de lo que cuesta importar Gas Natural Licuado (LNG) o gasoil para las centrales térmicas.
“Si hace una semana me decías que se iban a conseguir estos precios te hubiese respondido que no había chances. Son precios bajísimos, que a nosotros nos llevan al quebranto”, se sinceraron desde una petrolera. “Para el gobierno es una excelente noticia, porque en el tiempo podrá reducir el nivel de subsidios. Para el mercado, no tanto porque hay varios productores que deberán redefinir sus estrategias”, agregaron.
Números
Los grandes artífices de la baja del precio del gas de invierno fueron Pluspetrol y Tecpetrol. La primera, que opera La Calera, un yacimiento de shale oil en Vaca Muerta que tiene la particularidad de ser el que más gas asociado produce, ofreció 3 MMm3/día de gas a un precio de entre 3,90 y 4,50 dólares. En tanto que la petrolera del grupo Techint, que redefinió las pautas operativas de la producción no convencional de gas con el desarrollo de Fortín de Piedra, su campo estrella en Vaca Muerta, ofreció más de 6 MMm3/día de gas a un precio de entre 4,63 y 4,92 dólares. Ni el más optimista de los funcionarios de la Secretaría de Energía esperaba precios tan bajos.
En total, se recibieron ofertas por más de 45 MMm3/día para el llenado del GPNK, mientras que en materia de precios. En lo que respecta a la extensión de los compromisos de volumen adjudicados en las rondas previas (equivalente a 70 MMm3/d planos), se recibieron ofertas de extensión por prácticamente la totalidad de ese volumen (alrededor del 98%) al mismo precio, o sea 3,54 USD/MMBTU, menos de 1 centavo de dólar de diferencia. “De esta manera, en este contexto complejo de crisis internacional y precios al alza, se logró mantener el precio adjudicado a fines de 2020 – principios de 2021 hasta 2028”, remarcó la dependencia que conduce Flavia Royón a través de un comunicado.
