En una entrevista exclusiva con Patagonia Shale, el subsecretario de Hidrocarburos de la Nación detalla el esquema de subasta de gas, que cambia el concepto que predominó en los últimos años. También adelanta que se evalúan cambios en el barril criollo.

Esta semana, el Gobierno Nacional dio a conocer el Esquema del Gas Natural 2020-2024, mediante el cual busca garantizar el suministro de la demanda prioritaria durante los próximos cuatro años, dar certidumbre a la inversión y apalancar exportaciones en firme a los países vecinos en verano.

En una entrevista con Patagonia Shale, el subsecretario de Hidrocarburos, Juan José Carbajales, brinda detalles del nuevo esquema presentado esta semana a la industria, y que cambia radicalmente el concepto de las diferentes versiones de los planes de estímulo a la producción de los últimos años. 

Ahora, el objetivo es que las productoras compitan por colocar su producción a un precio eficiente, y generar un mercado contractualizado de 70 millones de m3 diarios de gas con Cammesa y las distribuidoras de gas. El gobierno trata de garantizar la oferta y la demanda para reactivar las inversiones en el sector del uspstream, que arrastra dos años de baja actividad por los precios bajos.

¿Cómo se conformarán los precios del gas en el nuevo esquema que anunció el gobierno?

El precio será el resultado de aplicar el valor presente neto de los ingresos correspondientes a los volúmenes que se propongan, ajustado en función del porcentaje de gas retenido de cada cuenca, y que no podrá superar los 3,40 dólares el millón de BTU.

El productor ofertará un volumen X, ese volumen tendrá que cumplir con dos condiciones: tiene que ser hasta el 70 por ciento de su producción, con lo cual va a haber un 30 por ciento que va a tener que producir pero que no entrará al programa. Por lo tanto, una nueva adecuación es que va a haber un porcentaje de gas asegurado para otros mercados, como la industria o el GNC, que no van a ser tomados por Cammesa ni por las distribuidoras.

La producción comprometida por el productor no puede ser inferior al volumen promedio inyectado durante el trimestre de mayo, junio y julio de este año.

«Las productoras competirán en la licitación, que va a conformar un ranking, según las cantidades y precios ofertados por cada empresa por cuenca. Todos van a tener que suministrar tanto a las distribuidoras como a Cammesa».

El segundo compromiso es que esa producción la tienen que inyectar a partir de mayo del año que viene. Por ese volumen, que tiene que ser constante durante todo el periodo cuatrianual, va a tener a cambio una retribución que también se va a mantener por los cuatro años.

Luego, va a haber una segunda licitación para los tres meses de invierno en cada uno de esos cuatro años, para cubrir el pico estacional de consumo. Todavía no está definido cuál va a ser ese volumen, lo estamos viendo con las distribuidoras, analizando la capacidad de transporte y demás.

El resultado será que las distribuidoras, que están obligadas a abastecerse para cumplir con la prestación del servicio público, van a tener el gas asegurado, y sino podrán ir a buscar una compra marginal al spot o a IEASA, que es el importador.

¿Cómo será la competencia entre las empresas?

Las productoras competirán en la licitación, que va a conformar un ranking, según las cantidades y precios ofertados por cada empresa por cuenca. Todos van a tener que suministrar tanto a las distribuidoras como a Cammesa, que centraliza la compra de gas para usinas eléctricas.

Además, de ahí surgen varios efectos. Por un lado, según cada cuenca, el primer rankeado meterá todo su volumen, y de ahí para abajo el resto colocará hasta el volumen que se busca. Si hay mucha competencia y mucha oferta, en algún lado eso se corta.

Por otro lado, el ranking otorga prioridad de suministro en verano a Cammesa, que tiene un take or pay de 75%. O sea, hay un 25% que si hay excedentes puede ser cortado si es que Cammesa si no los necesita, y se le corta precisamente a los últimos del ranking hasta ese porcentaje.

Y el tercer efecto del ranking es conseguir autorización para contratos de exportación en firme. Hay dos instancias: el primer bloque, por ejemplo en la Cuenca Neuquina, que tiene un volumen de 4 millones de m3 diarios, donde la primera empresa del ranking va a tener un plazo de un mes para traer un contrato firmado de exportación; si esa empresa no cubre el total, sigue la siguiente, y así. Luego, en el segundo bloque, de 3 millones de m3 para la Cuenca Neuquina, ya no rige el ranking sino que se le otorga la posibilidad a todos los productores del Esquema y se otorgará a quien llegue primero con el contrato de un comprador chileno.

¿Y todo por los cuatros años?

Exacto. Este tipo de autorizaciones en firme nunca se habían realizado. Creemos que servirán para afianzar el mercado de exportación y, al mismo tiempo, mitigar los efectos de la estacionalidad en el mercado interno.

¿Qué pasa si no hay ofertas suficientes para asistir a toda la demanda prioritaria?

Está prevista una segunda ronda complementaria pensada si no se cubre el volumen planeado porque la inyección debe empezar en mayo de 2021. Entonces, hay algunos productores que nos plantearon que no llegaban para esa fecha porque están con proyectos exploratorios o porque están en el offshore. Entonces tendrán que hacer una compensación, ya sea con gas importado a su cargo, o bien comprando a otro productor que esté en el programa, pero que pueda aportar un volumen por encima de la producción que éste se había comprometido en el esquema.

«No es un programa de estímulo de producción incremental como fueron los primeros Plan Gas o la Resolución 46. Este esquema asegura la oferta de gas, que va a tener la demanda suficiente a un precio que el productor considere razonable a través de la subasta, con el techo de 3,40 dólares».

¿Qué diferencia tiene con los planes anteriores?

Lo que tenemos que tener en claro que el objetivo de este esquema es fomentar que haya producción, que haya inversión para que la producción no decline, que se mantenga el nivel del último trimestre durante los próximos cuatro años.

No es un programa de estímulo de producción incremental como fueron los primeros Plan Gas o la Resolución 46. Este esquema asegura la oferta de gas, que va a tener la demanda suficiente a un precio que el productor considere razonable a través de la subasta, con el techo de 3,40 dólares a valor presente. Va a haber competencia para mantener un nivel de producción. En una actividad donde hay una declinación natural, más acentuada en el shale, por lo que hay que invertir mucho para mantener los niveles de producción. Lo cual tiene un segundo efecto positivo: la inversión tracciona el empleo, la actividad, la cadena de valor, el aporte de las Pymes y de las empresas de servicio regionales.

¿El objetivo es otorgar un horizonte de certidumbre?

Claro, hay que pensarlo desde el punto de vista del productor. El que salga primero rankeado va haber competido, va a ser el más eficiente en precio, y se va a asegurar la inclusión de todo su volumen, que no le vayan a cortar en verano, que va a tener su volumen contractualizado por cuatro años flat con Cammesa y las distribuidoras, con un pico adicional en invierno.

Y, además, va a tener un aliciente adicional: la prioridad para exportar con contratos en firme en verano por los 4 años.

¿Y cómo se pagarán estos contratos que surjan de la subasta?

Esos contratos van a tener, por un lado, un pago pleno en pesos por parte de Cammesa; y por otro, un contrato en pesos con las distribuidoras que va a estar garantizado porque pasará directamente a tarifa, o sea que va a ser un típico pass through. En este último caso, el usuario final residencial o comercial va a pagar solo una parte del costo del gas en boca de pozo que surja de la subasta (precio PIST), y la otra parte, aquélla que determine oportunamente el Poder Ejecutivo, va a ser subsidiada, para los sectores vulnerables. Entonces, la demanda paga una parte y la otra, que queda por fuera de los contratos con las distribuidoras.

¿Todo el precio del gas se trasladará a tarifa?

Como dije, Cammesa pagará el precio pleno que salga de la licitación. Después, parte del costo monómico de generación mayorista seguirá estando subsidiado, es un subsidio del sector eléctrico. Pero Cammesa en los contratos con las productoras toma el cien por ciento del precio adjudicado.

En cabio, las distribuidoras no. La licitación se establece en dólares con el tope de los 3,40 dólares el MBTU. Las distribuidoras van a firmar un contrato en pesos por un porcentaje de ese precio, que es el que va a determinar el Poder Ejecutivo de forma periódica, con una instancia previa de participación ciudadana, que podrá ser una audiencia público o mecanismo similar, para determinar cuánto puede afrontar el usuario final.

¿El Estado pagará esa parte subsidiada del precio del gas a las productoras?

Efectivamente, ese porcentaje del precio va a pasar a formar parte de una relación directa entre el Estado y los productores, y estará garantizada por un fondo fiduciario que se va crear al efecto y que va a estar incluido en el decreto que apruebe el Esquema 2024. El Ejecutivo determinará cuánto del precio del gas debe ser afrontado por la demanda final; ello, junto con el costo de transporte y distribución que son los segmentos regulados y en los que interviene el Enargás.

Parte del precio va a ser el que quede registrado en los contratos entre productoras y distribuidoras, que luego lo pasarán a tarifa, y otra parte de ese precio del gas la va a asumir directamente el Estado. De esta manera se alienta la inversión a largo plazo y se garantiza, al mismo tiempo, tarifas justas y razonables.

«El usuario final residencial o comercial va a pagar solo una parte del costo del gas en boca de pozo que surja de la subasta (precio PIST), y la otra parte, aquélla que determine oportunamente el Poder Ejecutivo, va a ser subsidiada, para los sectores vulnerables».

¿Cuándo comenzará a regir el nuevo esquema?

Entre septiembre y octubre. Lo que se pretende es que las empresas hagan inversiones a tiempo para que haya gas el invierno que viene, ese es el hito que moviliza todo este esquema.

El offshore tiene un plazo más extenso…

Así es, pero no solo el plazo: todo el “sistema offshore” va a tener un tratamiento diferente por sus particularidades, tendrá un plazo de ocho años en vez de cuatro, porque para mantener ese nivel de producción necesitan llevar adelante proyectos que tienen un plazo de maduración más largo.

Asimismo, una vez iniciado el plazo adicional (los segundos cuatro años), los volúmenes comprometidos por el productor deberán ser del 70% de la producción que tenga a partir de septiembre 2024, no hay del trimestre indicado de este año. Y en adelante, ese productor deberá cumplir con los contratos firmados con las distribuidoras y con Cammesa.

¿Esperan que, además de sostener la producción, este esquema genere un incremento?

Puede haber un aumento, sí. Hablando con algunos productores nos han planteado que podrían incrementar su producción actual. No obstante, existen restricciones de demanda (como ocurrió el año pasado) que generan sobrantes de producción en períodos estivales. Nosotros creemos que estos 70 millones de m3 es el nivel que responde a la demanda actual y futura, pero también a la capacidad de transporte existente. Para incrementar la producción actual necesitamos ampliar la red de transporte, sobre todo desde la Cuenca Neuquina.

Si bien está establecido por cuatro años, el esquema prevé que al cabo del primer año se puede licitar un año adicional el final, esto es, agregar un quinto año a los efectos de tener un volumen incremental.

El objetivo, que no está diseñado en este esquema sino que estaría en la nueva ley de hidrocarburos que se está elaborando, es industrializar el gas, ampliar el mercado local, ver si se pueden consolidar los mercados de exportación en el mediano plazo, así como el proyecto de construir una planta de licuefacción para exportar GNL, si bien entendemos que va a demorar más por el escenario actual de precios a nivel internacional.

«Hablando con algunos productores nos han planteado que podrían incrementar su producción actual. No obstante, existen restricciones de demanda».

Se conoció que la Secretaría de Energía estudia un nuevo trazado al gasoducto desde Vaca Muerta diferente al que planificó el gobierno anterior. ¿Hay alguna definición sobre alguno de esos proyectos?

Lo que trascendió es un documento de trabajo. El gasoducto está suspendido por la Secretaría de Energía hasta fin de año, y se están evaluando diferentes alternativas en función de ver cuál es la demanda futura. Hay alternativas tanto de un gasoducto nuevo como de realizar ampliaciones de los que ya existen, todo está en evaluación.

¿La estacionalidad de la demanda doméstica es uno de los grandes problemas para proyectar una inversión tan importante?

La estacionalidad, el acceso al financiamiento y la demanda futura. Se ha visto que la macroeconomía ya ha hecho fracasar los proyectos de PPP del gobierno anterior. Y cuál será la demanda, los nuevos mercados, tanto del NOA como eventualmente de exportación a Brasil, todo influye pero hay que estudiarlo bien. Asimismo, varios productores están pidiendo incorporar al futuro proyecto de ley las licencias de almacenamiento subterráneo que serviría para morigerar el efecto de la estacionalidad. Va a haber que darle un régimen jurídico propio.

El gobierno de Neuquén inició un reclamo a varias productoras por liquidar regalías por debajo del precio del barril criollo. ¿Cómo está funcionando la aplicación de ese precio sostén?

Estamos siguiendo el tema conforme lo establece el Decreto 488, monitoreando las variables que confluyen en los niveles de rentabilidad de los diferentes eslabones de la cadena de producción y comercialización.

Las variables son, obviamente, la demanda interna, que se desplomó por la crisis de la pandemia, el precio de la cotización del Brent, que cuando empezamos a discutir, en marzo, estaba debajo de 30 dólares el barril y hoy roza los 45; y la evolución del tipo de cambio.

Sobre todas esas variables se están evaluando diferentes alternativas de adaptación del nivel que está establecido en el decreto, que lo permite cada tres meses, período que se cumple ahora a fines de agosto. Estamos juntando elementos y dialogando con la industria del upstream, del downstream, así como con las provincias, para definir si es necesario hacer cambios. Y con YPF, obviamente, que tiene un rol estratégico en este tema.

¿Esa revisión está vinculada a un próximo aumento de los combustibles?

El precio de las naftas no está regulado por el decreto, pero sí establece que no se actualizarán los impuestos a los combustibles hasta octubre. Los valores de comercialización, que no están regulados, fueron congelados el año pasado por el DNU 566 hasta noviembre y luego quedaron liberados. Esas discusiones son típicas al interior de la industria.

«Estamos juntando elementos y dialogando con la industria del upstream, del downstream, así como con las provincias, para definir si es necesario hacer cambios en el Decreto 488. También con YPF, que tiene un rol, estratégico».

¿Puede bajar el precio del barril?
Hay dos mecanismos previstos en el decreto 488: o modificar el valor al cual debe realizarse la transacción, o bien habilitar algún tipo de flexibilidad en los descuentos que pueden negociar los productores y refinadores, siempre con algún limite a esa brecha sobre la cual puedan negociar. Eso se está evaluando, y se puede hacer por resolución ministerial o de la Secretaría de Energía.

También se está viendo qué efecto tiene sobre las regalías. Hay una derivación directa del Decreto 488 que es el aumento de los volúmenes de exportación, que para la Cuenca Neuquina es algo novedoso. Uno de los pocos efectos virtuosos de la pandemia, me atrevería a decir que es que se dio a conocer al mundo un crudo como el Medanito. Este es un tipo de crudo liviano que usualmente se consume todo en nuestro país, pero durante el ASPO, al estar abastecido el mercado interno por la caída brusca de la demanda, los productores salieron a colocarlo al exterior. Y ahí es donde se vio un efecto deseado por el decreto, que había bajado las retenciones a la exportación a cero por ciento (si el Brent cotizaba debajo de 45 dólares).

Así, en el mes de julio, por ejemplo, Neuquén exportó más de 1.800.000 barriles de petróleo liviano, lo que equivale al 40% de la producción total del mes. Asimismo, los niveles de descuentos por debajo del Brent han ido disminuyendo a medida que se fueron repitiendo las exportaciones y el crudo se fue conociendo a nivel internacional.

«Uno de los pocos efectos virtuosos de la pandemia, me atrevería a decir que es que se dio a conocer al mundo un crudo como el Medanito».

¿Puede haber cambios en la liquidación de regalías?
Para el mercado interno no, las regalías deben liquidarse al precio de 45 dólares, con los descuentos habituales, por lugar de entrega y por calidad. Es lo que establece y no hay opción a hacer otra cosa.

¿Qué necesita Vaca Muerta para ir hacia un desarrollo, una vez superada la pandemia?

Como ha anunciado nuestro Presidente al inaugurar las sesiones legislativas en marzo, y ahora ha ratificado el ministro de Desarrollo Productivo como parte de la agenda pospandemia, se está trabajando en un proyecto de ley cuyos lineamientos básicos serían los siguientes: un régimen de promoción de la actividad que torne atractivo el desarrollo masivo de nuestras hidrocarburos.

Un régimen de incentivo de tipo fiscal e impositivo que pueda traccionar inversiones con impulso a la exportación de los excedentes una vez satisfecha la demanda del mercado interno. Todo ello para situar a Vaca Muerta a nivel de competencia con Permian, por ejemplo. Sabemos que debemos seguir ganando en productividad, y un régimen como éste también ayudará.

«Se está trabajando en un régimen de promoción de la actividad que torne atractivo el desarrollo masivo de nuestras hidrocarburos».

A su vez, tendrá una mirada productiva hacia nuevos desarrollos de plantas, de industrialización del gas y del petróleo, como la petroquímica, fertilizantes y urea, así como el uso de gas para reemplazar gasoil en el transporte público, de pasajeros y de carga, tanto fluvial como terrestre.
Son todas propuestas que tienen como propósito generar mercados para colocar la producción que traerá una fase desarrollo masivo de Vaca Muerta. Es una oportunidad para la inversión y para poner en valor nuestros propios recursos.

Fuente: Patagónia Shale.