Para acelerar las inversiones en Vaca Muerta garantizarán precios sostén a los productores de gas

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La nueva gestión del presidente Mauricio Macri ha decidido poner fin a las distorsiones del mercado gasífero y reencauzarlo hacia el viejo esquema de la 24.076 y poner en competencia lo que pueda competir, regular los monopolios naturales y recuperar las reservas gasíferas.

Para dar previsibilidad a los inversores la Resolución 46-E/2017 del Ministerio de Energía y Minería, pretende promover el incremento de las inversiones y la producción de hidrocarburos proveniente de reservorios de hidrocarburos no convencionales.

El programa tiene un horizonte de cuatro años y garantiza precios mínimos en una escala decreciente; de 7,5 dólares por millón de BTU para 2018; u$s 7 para el año siguiente; 6,5 para 2020; y u$s 6 para el año calendario 2021. Las empresas que ya participan del “Programa de Estímulo a la Inyección de Gas Natural para Empresas con Inyección Reducida” (Plan Gas II, vigente desde 2013) también podrán adherir al nuevo programa, y recibirán desde este año un precio mínimo de u$s 7,5 por millón de BTU.

A los efectos de “hacer más eficiente el cobro de los incentivos previstos”, el programa contempla que las compañías productoras se beneficien de un mecanismo de compensación provisorio (anticipado) sujeto a ajustes posteriores.
Las empresas interesadas en adherirse deberán presentar un listado de las concesiones a incluir, la aprobación provincial correspondiente, la proyección mensual de la producción y del precio efectivo del gas durante la vigencia del programa.

Las compensaciones previstas -según la resolución 46 de la cartera publicada hoy en el Boletín Oficial- se abonarán en un 88% a las empresas incluidas en el programa, y en un 12% a la provincia correspondiente a cada concesión.
La resolución firmada por el ministro Juan José Aranguren señala que el gobierno de Neuquén manifestó su voluntad de no aumentar la carga tributaria a la actividad y mejorar la infraestructura logística, con la colaboración del Estado nacional.

Por su parte, las empresas productoras de hidrocarburos, se comprometieron a aumentar las inversiones para desarrollar los recursos de shale gas de la cuenca.

En forma semestral, la Autoridad de Aplicación Provincial efectuará el control y certificación de inversiones previstas en el plan de inversión, e informará a la Secretaría de Recursos Hidrocarburíferos sobre las concesiones incluidas que deban ser dadas de baja del programa.

Si bien es cierta la necesidad de impulsar la producción y la reposición de reservas hidrocarburíferas, para la determinación de un precio justo y razonable es necesario conocer cuanto menos un costo base. La resolución nada dice sobre los fundamentos que determinan el valor de referencia de US$ 7,50 el MMBTU para el gas en boca de pozo.

Subsidios a la oferta

Con la idea de aumentar la producción y recomponer las reservas, en 2013 el anterior Gobierno implementó el denominado “Plan Gas” en el que fijó un precio de US$ 7,5 MMBTU para la Inyección de Gas Adicional. El plan consistió en subsidiar la diferencia entre el precio de US$ 7,5 MMBTU pagado al Productor y precio pagado por la demanda. Se creyó que podría estimularse la producción y la búsqueda de nuevas reservas. El plan no dio los resultados esperados, las reservas no aumentaron y la producción no impidió que el GNL continuara fluyendo al sistema.

Interrogantes

La Argentina en 2014 importó el 22,1 % del gas consumido vía Escobar, Bahía Blanca y Bolivia, por lo que muchos operadores consideran que los valores del GNL resultan una referencia adecuada para fijar el precio del gas natural doméstico.

A esos precios podría agregarse el de importación eventual de gasoil para generación, y de este modo obtenerse un precio de referencia import parity más cercano a la realidad, aunque resulte más alto que el real de largo plazo.
Aquí surgen los primeros interrogantes: ¿Sería suficiente con establecer un export parity para explorar e incorporar nuevas reservas o es necesario un importante subsidio adicional? La cifra obtenida ¿sería igual o superior a US$ 7,50? ¿Se obtendría así un óptimo de Pareto?

Por otra parte, si el precio de gas en boca de pozo en la Argentina es de US$ 7,50 mientras que en los EE.UU. ronda los US$ 2,66 el MMBTU parecería, a priori, que dicho precio debería permitir el desarrollo de nuevas reservas. Como diría Fernando Navajas “Es como si se fijara un precio local para la Soja de US$ 700 la tonelada”

Disenso

Algunos expertos opinan que se incurriría en un grave error si se tomase el valor de referencia del GNL porque entienden que no se trata de un commodity strictu sensu.

El GNL no opera en un mercado de competencia perfecta, su importación resulta un complemento para cerrar la demanda local de los importadores, se transa entre diferentes orígenes y destinos con valores que van de US$ 1,60 a 5,80 (actualmente) y la gran mayoría (alrededor del 75%) es mediante contratos a término, muy poco spot, por lo que representa un caso típico de competencia imperfecta. Además en el impredecible caso de que el crudo llegase nuevamente a los US$ 100 el barril, los usuarios locales pagarían mucho más de US$ 15 por MMBTU.

Más interrogantes

Otra de las cuestiones que se plantean —o deberían plantearse— para decidir fijar un determinado precio es ¿cuál es su costo de producción?
A propósito de tan delicado tema, el Gobierno, a través del Ministro de Energía y Minería Juan José Aranguren, ha manifestado no conocer dichos costos. Tremendamente sincero, pese que muchos de los funcionarios de Energía provienen del sector gasífero.

Si el gas representa la mitad del sistema energético y el 75% de la producción está en manos de 3 empresas con concesiones por alrededor de 30 años y tenemos una caída vertical de las reservas ¿por qué deberíamos tener dificultades para conocer los costos de producción que resulten adecuados para remunerar a la actividad y reponer reservas? Si la miopía no lo impide, esto sería conveniente incluso para los productores.

En este tema el Gobierno debe ser claro. Si realmente va a impulsar el desarrollo de las reservas gasíferas deberá, indubitablemente, conocer el actual nivel de reservas comprobadas, conocer los costos de explotación de los recursos y determinar cuál es el nivel de reservas óptimas que permitan el autoabastecimiento con un horizonte predecible. Sólo de este modo se podrá determinar el nivel de inversiones necesario para la búsqueda y desarrollo de las nuevas reservas.

En esta línea de pensamiento resulta evidente que se impone la transparencia en los mecanismos de fijación del precio. No sólo porque es técnicamente imprescindible, sino porque la transparencia ha sido uno de los postulados de campaña del actual gobierno.

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