Nación analiza subastar gas en firme por 3 ó 4 años

El gobierno nacional tiene en estudio por estos días realizar una subasta para la distribución de gas y la generación eléctrica en condición firme por 3 ó 4 años. La licitación aportaría certidumbre de mediano plazo al mercado, aunque limitará, por un prolongado período, la baja de precios que se verifica en el spot.

La subasta está siendo analizada por el subsecretario de Hidrocarburos, Juan José Carbajales, y su equipo, quienes recibieron el viernes pasado a las autoridades de la Asociación de Distribuidoras de Gas (Adigas). En esa reunión, sin embargo, el tema no fue tratado, según confirmaron participantes consultados.

Los contratos entre las petroleras y las distribuidoras para el abastecimiento de los usuarios residenciales y comercios se subastaron a mediados de febrero del año pasado por el término de doce meses, entre el 1° de abril de 2019 y el 31 de marzo de 2020. Es decir, que vencerán dentro de poco menos de 75 días. Desde entonces se necesitarán nuevos términos.

Fuentes de una de las principales productoras de gas comentaron a Energía On que una subasta a largo plazo, tanto para distribución de gas como para generación eléctrica, podría arrojar precios de entre US$ 3,50 y US$ 4,50 por millón de BTU. “Las petroleras vamos a buscar ahí el costo de desarrollo a mediano plazo, que nos repague la inversión para seguir extrayendo gas”, ilustró el gerente comercial de una compañía que opera en Vaca Muerta.

Desde el año pasado, los contratos quedaron en un promedio de US$ 4,62 por millón de BTU pero pesificados a un tipo de cambio de 41 pesos por dólar, que era el vigente a principios de marzo de 2019. Con el colapso del peso argentino y el salto de la divisa estadounidense a $63, las petroleras vienen cobrando unos US$ 3 por el producto luego de 65 días de entregado.

En su balance de gestión, el ex secretario de Energía, Gustavo Lopetegui, advirtió que la corrección que debe hacer el nuevo gobierno debe llevar los precios a alrededor de US$ 3,50, que repagaría las inversiones y dejaría ganancias para las empresas que operan campos gasíferos.

Los compradores también están en análisis. Una petrolera pide que se centralicen las compras en Integración Energética Argentina (IEASA, ex ENARSA), incluso también suplantando la tarea de la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico (Cammesa), que recientemente recuperó el rol de la compra de combustibles mediante la Resolución 12/2019 del ministerio de Desarrollo Productivo.

La idea oficial, que tendría buena recepción en las petroleras, no será fácil de implementar en medio de un congelamiento tarifario que se prolongará por hasta 180 días y cuando todavía la intervención del Ente Nacional Regulador del Gas (Enargas), si bien habilitada por la Ley de Solidaridad y Reactivación Productiva, no fue concretada aún. Es más: ni siquiera fueron designadas las autoridades de IEASA, empresa estatal que sería protagonista clave en este esquema.

Ante la consulta de Energía On, en el gobierno procuraron aclarar que el congelamiento de tarifas es por “hasta 180 días” y que esperan resolverlo incluso antes, con la revisión de los costos en toda la cadena, y confirmaron que analizan la subasta en condición firme, “entre algunas de las soluciones para el mercado de gas”. “¿Y no sería riesgoso licitar gas a 3 ó 4 años cuando los precios estacionales son tan variables y tienden a la baja”?, repreguntó este diario, a lo que en Energía retrucaron: “Pero se garantiza mercado”.

Desde antes de que se iniciara el gobierno de Alberto Fernández, en el Mercado Electrónico de Gas S.A. (MEGSA) esperaban un 2020 con mucha actividad. En los equipos técnicos del Partido Justicialista (PJ) detectaron que ese canal es apto para fomentar la competencia y tirar abajo los precios, al eludir la proliferación de contratos bilaterales entre productoras de gas, generadoras eléctricas y distribuidoras, en muchos casos integradas.

Tales son los casos de YPF, la principal empresa del sector con producción de gas, generación eléctrica vía YPF Luz y el 70% de participación en Metrogas; Pampa Energía, petrolera y generadora eléctrica; y Techint, dueña de Tecpetrol y del 27,5% de Litoral Gas.

Prueba de esto es que el 27 de diciembre se subastó gas para las usinas eléctricas a un precio promedio cercano a los US$ 1,30 por millón de BTU en el Área Metropolitana de Buenos Aires (AMBA), con un mínimo de US$ 0,90. Aunque era esperable conseguir para enero estos valores, más aún en una licitación de condición interrumpible (sin compromisos de entrega ni sanciones por no efectuarla), el precio cayó a un nivel en el que no alcanza para reponer el producto.

Los propios mecanismos del mercado pueden llevar a cerrar la inyección de los campos más ineficientes y arrojar un manto de dudas sobre las inversiones anuales, no solo para el verano sino también para el invierno, en donde sigue haciendo falta la importación de gas.

Un mercado que se debate entre el precio para invertir y el que marca el GNL

Si prospera la subasta que tiene en estudio el gobierno nacional como una posible forma de ordenar el mercado a mediano plazo y garantizar demanda para las petroleras, el gas de Vaca Muerta, así como el convencional, tendrá asegurado un futuro, aún cuando restan realizar obras claves, como la construcción de un nuevo gasoducto.

Pero en el otro lado del mostrador, los usuarios y el sistema en general se despedirán de la ilusión de que una mayor oferta desemboque en precios bajos in eternum.

Años después de que el sendero del exministro de Energía de la Nación Juan José Aranguren haya llegado a un pico de US$ 7,50 por millón de BTU, y cuando los analistas marcaban que el precio para un desarrollo sustentable en Vaca Muerta que abra la posibilidad de exportar Gas Natural Licuado (GNL) a gran escala debía tender hacia los US$ 2,50 o aún menos en boca de pozo (para llegar a los mercados asiáticos un poco por encima de los US$ 5), una subasta de largo plazo con precios de entre US$ 3,50 y US$ 4,50 por millón de BTU cercenará esa idea.

La contrapartida es la posibilidad de que sin una señal de precios que habilite nuevas inversiones, la producción de gas caiga y se deba incrementar en poco tiempo la importación.