Si bien desde la implementación del Plan Gas la producción de gas natural en boca de pozo había aumentado un 5% en 2015, este año, con más recursos aportados al sector, volvió a descender.
En el Ministerio de Energía sacan cuentas: inversiones en upstream (exploración y producción) cercanas a los US$ 6.500 millones para todo 2017 y para el año que viene unos US$ 10.000 millones únicamente en la cuenca neuquina, que fue la única que levantó el ritmo de producción.
El ex gerente de Enargas entre 2007 y 2015, Gabriel Guglielmone, pone de relieve que el Gobierno ya ha puesto muchas cosas sobre la mesa (por adelantado y sin garantía). “A saber: aumentar del precio de gas en boca de pozo (tarifazo), flexibilizar el convenio laboral de Vaca Muerta, tolerar los 1.300 despidos de YPF, quitar de las retenciones a las exportaciones hidrocarburíferas, permitir la liquidación de divisas por fuera de las entidades locales… y ofrecer salir al mercado financiero internacional para buscar hasta U$S5.000 millones para reforzar el compromiso de inversión privada”, desgrana en un artículo que le publica Ámbito Financiero.
El cambio climático, al afectar en menos la demanda del fluido para la calefacción hogareña, les jugó una mala pasada a las empresas productoras, aferradas que se revelan a “lograr un mejor precio por una porción mucho mayor del volumen de cualquier tipo de gas que producen sin importar si deben hacer mayores inversiones o gastos para lograrlo”, sostiene el ex funcionario K.
Y advierte que “si sus expectativas no son cumplidas podrían usar una herramienta que no es nueva: retraer la producción (sentarse sobre las concesiones). Los gobernadores, obviamente, acompañan esta presión por sus propios intereses legítimos: regalías, actividad y empleo local, etcétera”.
Para mejorar la relación de fuerzas, aguardan que haya temperaturas normales en el invierno venidero y Enargás necesite aumentar las órdenes de compra on demand.
Este año no tuvieron la ayuda de la presión social por faltantes de suministro y cortes y, además, entre abril y junio el consumo residencial de gas se redujo un 22,7% con respecto al mismo trimestre del año pasado, al pasar de 45 millones de metros cúbicos diarios (m3) a 34,8 millones de m3. En el caso de la electricidad, en tanto, en el 2do trimestre cayó 9% el consumo en los hogares, según se desprende del último informe trimestral de Coyuntura Energética del Ministerio de Energía.
Los pronósticos para 2018 no anuncian que se mantendrán esas condiciones climáticas excepcionales, por lo que la racionalización en el uso de los servicios públicos quedará a merced de las facturas de luz, gas y agua.
Tras los aumentos arriba del 200% promedio con posteriores ajustes semestrales aplicados en las tarifas una vez cubierta la formalidad de las audiencias públicas, se planteó que vendría la dolarización.
En el foro empresario desarrollado en el CCK, Aranguren lo había dicho clarito: "Queremos que decida el sector", pero ahora parece que el quinteto que reúne el 78% del mercado de gas natural: YPF, Total Austral, PAE, Petrobras Argentina y Tecpetrol, al que ya no le convencía que en lugar del 500% que pensaba aplicar -y que la Corte Suprema no objetó- el aumento a los usuarios comerciales finalmente quedó más cerca del 250%, cambió de parecer y tampoco ahora le cierra la libertad de mercado que antes anhelaban y les fue concedida.
De ahí que el ministro Aranguren haya apelado a pensar en las antiguas prácticas aprendidas cuando era ejecutivo de Shell: que el eje del negocio sea la comercialización y no la producción, con lo que las decisiones pasen por comprar y vender la materia prima sin fronteras.
Por eso se apresuró a tirar sobre la mesa la posibilidad de reanudar las exportaciones a Chile, interrumpidas en 2008, aprovechando los gasoductos trascordilleranos del Norte y Sur.
Entre YPF y la pared
Mucho tienen que ver en este incipiente giro que YPF se hubiera desmarcado estratégicamente de la conducción política energética, debido a que sus urgencias hacen prevalecer la situación económico-financiera que atraviesa: con
> alta deuda en dólares,
> ingresos atados a decisiones oficiales (gas natural y naftas) y malgasto de recursos productivos,
> frustración por el yerro técnico de Miguel Galuccio con los pozos verticales (la situación de YPF requiere un análisis en mayor profundidad),
tal como sostiene Guglielmone.
El reciente relevamiento del Ceo de la petrolera estatal, Ricardo Darré, tuvo que ver con los desgastes que ocasionó en la relación con el Ministerio de Energía actuar con independencia, imponiéndose casi como un operador privado más.
La cartera energética quiere desplazar a YPF para dejar toda la importación de gas en manos de Enarsa, lo cual trae reminiscencias del foco de conflicto entre la mesa chica económica de la Jefatura de Gabinete y la ex Ceo de Aerolíneas Argentinas, Isela Costantini, cuando ésta se oponía a que le ingresara competencia extranjera low cost a la compañía estatal de aeronavegación comercial.
En este sentido, una eventual retracción en la producción de parte de los productores enciende luces de alarma a la ejecución del proyecto de retiro del Estado en unos 4 o 5 años de la regulación de precios y volumen ofertado entre oferta y demanda, sobre todo si la liberación tiene lugar en un escalón de precios muy superior al vigente en el mercado internacional, como sucede ahora.
La política de apertura a los traders de que entren y saquen gas del país, ensayada con el anuncio de volver a habilitar las exportaciones a Chile, además de ampliar la excepcionalidad de haber cubierto el año pasado un faltante en la demanda interna, en la que intervino una filial de Royal Dutch Shell generando suspicacias por ser ex empleadora corporativa del ministro, teóricamente oficiaría de llave de paso para regular el flujo de oferta y demanda del fluido.
El punto de equilibrio sería partir en 2019 con un precio de todo el gas producido en la Argentina destinado a las familias que valga lo mismo que el importado. La empresa Energía Argentina (Enarsa) fue la encargada de concretar este año la compra de 69 cargamentos de gas natural licuado (GNL) y lo pagó hasta 4 veces más barato que los valores de referencia internacional, según fuentes oficiales, y quedaron en lista de espera otros 5 embarques.
Los cargamentos de GNL vienen descendiendo y no precisamente porque haya aumentado la producción local, sino todo lo contrario. De 89 que se necesitaron en 2015 se bajó a 77 en 2016 y a los 69 actuales. El precio promedio que pagaron este año as regasificadoras de Escobar y del Puerto de Bahía Blanca fue de US$ 5,75 por millón de BTU, un 6% más que los US$ 5,44 promediados el año pasado.
Cuando Argentina comenzó a importar gas en 2008, la producción nacional era menor que la demanda, y su precio tuvo picos en 2013 de hasta US$ 16 por MBTU.
Enarsa concretó este año un nuevo acuerdo para adquirir gas a la empresa chilena Enap por 276 millones de metros cúbicos, lo que permitió incorporar al sistema unos 3,4 millones de metros cúbicos diarios a través del gasoducto trasandino Andes y la terminal de regasificación de Quinteros.
El contrato tuvo un costo del gas de US$ 7,89 por millón de BTU a precios en la terminal, se informó oportunamente desde Enarsa, a lo que se deberá sumar US$ 0,18 por millón de BTU al punto de ingreso al sistema de transporte (PIST), con lo que totalizaba US$ 8,07.
Aunque disconforme con la rentabilidad que le deja la explotación de los pozos pese a los aumentos tarifarios en ejecución, el productor local cobra actualmente muy por encima del precio de producción y del nivel al que cotiza la materia prima en el exterior.
La ecuación sería que cuesta sacarlo unos US$ 2 x millón de BTU, según calculó un directivo de YPF en la Audiencia Pública (AP), mientras que por traerlo Enarsa pagó US$ 8,07 en boca de regasificadora, en el marco de una cobertura del 10% del consumo que se abastece con este rubro importador, mientras que del 70% se encarga la producción local.
Una investigación del Instituto de Energía Raúl Scalabrini Ortiz (IESO) señala que promediando los precios del gas producido localmente y el importado se llegaría a un precio consolidado de U$S 3.01, a mitad de camino del que se le reconoce a los productores de los nuevos contratos.
Esto explica el microclima que se vive en las cuencas neuquinas y la presión que realizan los productores para que, en lugar de ir a una liberalización, se renueve el Plan Gas y el precio interno se equipara al importado.
Algo parecido sucede con el petróleo cuyo precio del barril criollo supera en unos U$S 20 la cotización en el mercado internacional y ni aún así la producción local levanta cabeza.
El titular del Instituto Argentino de la Energía (IAE), Jorge Lapeña, puso en palabras la decepción que embarga al ministro: "El hecho de que los principales operadores no logren aumentar su producción deja en evidencia el fracaso en la política de subsidios a las empresas petroleras, así como también la implementación del barril criollo como precio sostén, puesto que los operadores no parecen estar dispuestos a revertir esta tendencia", precisó.
