Plan Gas: precios discrecionales y ganadores sin historial inversor

La última ronda de licitación del Plan Gas adjudicó un volumen de 5 millones de metros cúbicos diarios (MMm3/d) que se sumarán desde la cuenca Austral, a un precio que duplica las adjudicaciones de la inyección base y cuya implementación evidencia una discrecionalidad que va en contra del espíritu competitivo que tenía el programa en sus orígenes.

Los resultados de la Ronda 5.2 fueron discretos y demuestran la dificultad de sumar producción en los yacimientos convencionales, aún con incentivos como la habilitación de declino y precio diferencial. Por caso, la cuenca del Noroeste Argentino (NOA) no tuvo ninguna oferta por la imposibilidad técnica de aportar volúmenes incrementales.

Las adjudicaciones de diciembre y abril, que tienen plazos que varían entre 68 y 72 meses, hasta diciembre 2028, arrojan detalles llamativos.

Como la capacidad de transporte desde la cuenca neuquina ya está al tope, esa última ronda tenía como objetivo incentivar proyectos de gas incremental en las cuencas Austral y Noroeste cuyos gasoductos troncales tienen disponibilidad por la caída de la producción convencional.

El primer dato diferencial es que el precio promedio adjudicado fue superior a los 7 dólares el millón de BTU, contra los 3.50 dólares del gas base. Las compañías beneficiarias inyectarán gas entre enero de 2025 y diciembre de 2028, desde la Cuenca Austral.

Precio sin tope

En el Plan Gas 2024-2028 coexisten dos esquemas de asignación de contratos diferentes En el caso de la Cuenca Neuquina, los productoras participaron de un mecanismo competitivo, según el cual, las empresas que ofrecieron los precios de venta más bajos se adjudicaron la prioridad de despacho y los mayores volúmenes.

Para la Ronda 5.2 del Plan Gas se eligió un esquema completamente diferente que no prevé competencia entre privados. El Estado ejerció discrecionalidad para definir el nivel de precios aprobado, que arrancan desde los 9,975 dólares el millón de BTU (USD/MMBTU) para el gas incremental que logren las petroleras beneficiarias.

En esta última licitación no hubo precio de referencia puesto por el Estado, ni tope regulatorio como sucedió con las anteriores, sino que quedó librado a la negociación de los oferentes con Cammesa o Enarsa.

La justificación oficial de ese esquema es que el Estado necesita reemplazar importaciones de GNL y combustibles líquidos, con producción local de gas natural a precios, que aún sin tope, resultarían más competitivos.

El resultado arrojó varias cuestiones particulares que diferencian a esta ronda del resto de las licitaciones del Plan Gas. En primer lugar, el precio promedio fue duplicó al que recibe el gas de Vaca Muerta por las Rondas #1, #3, #4.1 y #5.1, que adjudicaron un bloque base de 70 MMm3/d por 8 años en torno a los 3,50 USD/MMBTU, indica un informe de la consultora Paspartú, que dirige Juan José Carbajales.

Con el diario del lunes, los precios del gas de la Ronda 5.2 resultaron iguales o superiores a los valores de mercado que ha registrado el GNL en los mercados internacionales en las últimas semanas, que se han derrumbado en torno de los 8 y 9 dólares el millón de BTU. Es decir que quedaron por encima del import parity, aunque la volatilidad de los mercados internacionales relativizan el análisis, ya que la licitación se lanzó en un escenario del LNG a 40 dólares.

Pero hay un punto diferencial de la ronda 5.2 que más llamativo. La novedad es que se habilitaron las ofertas con declino de la producción, con un factor del 15%, un valor muy por encima de la merma normal de los yacimientos convencionales.

La no fijación de un tope al precio para gas incremental en cuencas con declino luce como una movida arriesgada.

Beneficiarias

Según Paspartú, una primera concreción de esta ronda, se adjudicó en 2022 a la compañía CGC, que acordó con Cammesa un contrato de 72 meses. Los volúmenes de producción son variables y oscilan en una curva que comienza en 1.100 MMm3/d y finaliza en 2.800 MMm3/d, alcanzando su pico máximo en mayo de 2025 por 4.100 MMm3/d. El precio promedio pactado a lo largo de los 6 años del proyecto es de 7,42 USD/MMBTu, cuyo flujo escalonado comienza en 9,50 USD/MMBTu en los primeros 28 meses; es de 7,50 USD/MMBTu en los siguientes 20 meses; y culmina en 5,00 USD/MMBTu en los últimos 24 meses.

Luego, el 26 de abril de este año, a través de la Resolución N° 296/2023, firmada por el subsecretario de Hidrocarburos, Federico Bernal, se adjudicaron 3 ofertas, y se aprobaron el formato de los contratos entre las operadoras y Cammesa y Enarsa

1. Interoil Argentina, en calidad de representante y operadora de la UTE entre GLACCO Compañía Petrolera y ROCH pactó un contrato con Enarsa por producción de las áreas Chorrillos, Palermo Aike, Campo Bremen, Moy Aike y Océanos. Se estableció un volumen base de 30.000 m3/d, a un precio de 3,46 USD/MMBTu, y un volumen incremental que alcanza un máximo de 200.000 m3/d, a un precio promedio de 8,77 USD/MMBTu (9,975 USD/MMBTu los primeros 36 meses, de 9,50 USD/MMBTu los siguientes 8 meses, y de 5,90 USD/MMBTu los últimos 24 meses).

2. Alianza Petrolera Argentina venderá el gas a Enarsa del área Estancia La Mariposa del Golfo San Jorge. El volumen incremental alcanzará un máximo de 300.000 m3/d, a un precio promedio de 6,96 USD/MMBTu (9,50 USD/MMBTu los primeros 24 meses, de 7,50 USD/MMBTu los siguientes 20 meses, y de 5,00 USD/MMBTu los últimos 24 meses).

3. Tecpetrol firmó un acuerdo con Cammesa, de lo bloques El Tordillo, La Tapera y Puesto Quiroga del Golfo San Jorge, por un volumen incremental máximo de 300.000 m3/d, a un precio promedio de 6,89 USD/MMBTu (8,75 USD/MMBTu los primeros 24 meses, de 7,25 USD/MMBTu los siguientes 20 meses, y de 4,75 USD/MMBTu los últimos 24 meses).

Si bien las compañías CGC y Tecpetrol vienen demostrando en los últimos años un sólido crecimiento de la actividad en sus principales activos gasíferos, ya sea en Santa Cruz o en Vaca Muerta, respectivamente, sucede todo lo contrario las otras dos empresas.

Tanto Interoil, compañía controlada por el empresario mendocino José Luis Manzano, como Alianza Petrolera Argentina, presidida por Claudio Marcelo Zarza, no registran un historial inversor reciente en los yacimientos involucrados.