A simple vista, ya habría quedado desbordado por los reclamos sectoriales de la cadena de valor el tope del 30% que fijó el gobierno a las tarifas de gas de octubre, y por eso la Secretaría de Energía estaba renegociando con las petroleras un precio de u$s 4,1 por millón de BTU cuando el promedio estaba en u$s4,68 en abril y le tocaba por la planilla dolarizada u$s 5,20 en octubre.
La discrepancia con los petroleros no estaría tanto en esos guarismos como en el tipo de cambio que se elija para su conversión en pesos.
La ex Enarsa tomó $31,47 para el semestre hasta marzo de 2019, mientras las compañías pretenden promediar el dólar futuro del Rofex para octubre-marzo,es decir, $45,49. La diferencia asciende al 44,5%, ya que mientras las petroleras pretenden $186,5 por millón de BTU en boca de pozo, la oferta oficial es de $129.
El argumento empresario que sustenta su postura de tomar la cotización a futuro es, por un lado, no recalentar más el peso del endeudamiento en dólares de YPF pero también evitar que el Tesoro tenga que cubrirle a Enarsa el diferencial entre los u$s6 que debería pagar el gas que se importe de Bolivia y los US$4,1 en que lo vende a las distribuidoras, siendo que la paridad que propone supera 24% a la oficial.
Traducido para el usuario, estaría en juego un incremento del 95% en el insumo, que repercute 50% en la tarifa final, y faltaría agregar para llegar a la factura un 7,5% que como mínimo trasladarían transportistas y distribuidoras, más la carga impositiva.
Las grandes firmas distribuidoras le dieron vueltas al asunto y arribaron a la conclusión de que el aumento final del gas en octubre para un usuario residencial de consumo medio (hasta 1000 metros cúbicos anuales) podría cerrarse en 31% si pagan a Enarsa u$s4,1 a un tipo de cambio de $31,47 durante el semestre octubre-marzo.
La incertidumbre cambiaria dificulta, asimismo, el cálculo de la deuda total a traspasar al público, porque se cargan intereses adeudados por las distribuidoras a las petroleras, según lo previsto en las normas de las licencias que no se modificaron.
Cóctel explosivo de paridad y tasas
El sideral nivel de las tasas de interés complica la ecuación, al ser de 75 días el plazo en que las distribuidoras pagan el gas a las petroleras: para abril se usará el tipo de cambio de mediados de junio, la fecha efectiva de pago, y en forma igual todos los meses, hasta llegar a septiembre cuando se empezará a pagar a mediados de diciembre al dólar que esté vigente en esa fecha.
Lo que es cierto para el usuario es que en enero la factura final recibirá el agregado de la primera cuota del Ahora 24 sui generis con que se financiará a los usuarios el impacto de la devaluación sobre el gas distribuido entre abril y septiembre.
Cubre la deuda que las distribuidoras tenían con las petroleras porque les pagan el gas a un dólar de $20,34 y por contrato debieron hacerlo al tipo de cambio vigente el día previo.
En la audiencia pública de ayer faltó conocer la opinión de uno de los principales afectados en el sector energético por los efectos de la corrida cambiaria: YPF, que figuraba en el orden del día pero no participó, según se comentó por discrepancias con la cartera económica.
Los malpensados creen visualizar, detrás de estos avatares que agravan el desequilibrio financiero de la petrolera de mayoría estatal, que ya en este segundo semestre disminuyó las inversiones previstas, una desvalorización de los activos que la expongan a una reprivatización a precio vil cuando las papas fiscales quemen más para poder cumplir las metas del ajuste.
El frente de disputa se abrió ahora que finaliza el consumo pico domiciliario de gas invernal y, por más que se empiece a exportar a Chile, inicia un semestre en que sobran las existencias del fluido.
La duda se presentaría, en todo caso, para la próxima temporada de frío y en cómo se modifique la relación entre la oferta y la demanda.
A pesar de los cálculos y recálculos en función del dólar que se escoja para hacerlos, los datos de la producción de julio dan cuenta de una buena noticia: mejoró el 7% con relación a igual mes de 2017, y acumula un avance del 4,9% en los 7 primeros meses del año. Pero encierra una no tan optimista: la dependencia de este resultado (92%) de lo producido en las áreas que reciben el precio estímulo subsidiado por el Estado, a través del viejo plan gas y la resolución 46.
Como el gobierno anunció que no autorizará nuevos proyectos con esos beneficios, con excepción de algunos que ya se estaban tramitando, habrá que ver en qué otros parámetros basan sus decisiones de invertir los principales jugadores de la remontada: Tecpetrol, que mostró un avance del 146,8% con una extracción de 332,1 millones en Fortín de Piedra en Vaca Muerta , y Compañía General de Combustibles (CGC), con 133 millones, un 59% más, en Campo Indio Este en Santa Cruz, porque el beneficio se extiende también a la cuenca Austral.
Ambas explotan áreas en las que el precio del gas está asegurado en u$s7,50 por millón de btu, de modo que el Estado les cubre la diferencia entre ese valor y el de realización (U$S4,1).
Sin embargo, el gas no convencional viene batiendo récords mes a mes, publica La Mañana de Neuquén. La provincia produce unos 70 MMm3/día, tras venirla duplicando año a año.
En buena medida, el estímulo de la resolución 46, subsidio que garantizó “precio” por 4 años hasta el 2021 fue el que aceleró los planes de inversión, pero las causas internacionales que lo inspiraron en 2016 ya cesaron y la Administración Macri tiene otras urgencias.
