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Plan Gas: de los 23 puntos de Kulfas a la "armonización"

En agosto pasado el nuevo esquema estaba muy avanzado tras dos meses de diálogo con las petroleras. Neuquén aportaría unos 47,2MMm3/d bajo el nuevo precio.

En agosto pasado, luego de dos meses de intensas negociacones, el gobierno nacional parecía tener definido el nuevo esquema para la producción de gas. El nuevo precio estímulo, se decía entonces, tendría un piso de 3,40 dólares por millón de BTU, casi un dólar por encima del cuadro vigente hoy, para el gas que se subasta para garantizar la generación eléctrica.

Sin más explicaciones oficiales, esa versión del Plan Gas 4 quedó sin consolidarse. Con todo, el ministro de Desarrollo Productivo, Matías Kulfas, mantuvo un encuentro con las operadoras del sector del que luego trascendieron los puntos centrales de ese esquema.

Ese plan preveía beneficiar con un mejor precio un bloque de 70 millones de metros cúbicos diarios (MMm3/d), dentro de los cuales se asignaba a Neuquén un cupo de 47,2 MMm3/d, el 60% del fluido que quedará abarcado por el nuevo programa.

Luego llegaron los cambios en la cartera energética. Esto incluyó un traspaso de la secretaría de Energía de la Nación a la estructura del ministerio de Economía, el pedido de renuncia al entonces secretario Sergio Lanziani, y la designación de Martínez.

Las fuentes del gobierno nacional, desde entonces, hablaron de una "armonización" del Plan Gas 4. Así definían la búsqueda de complementar la inversión fiscal del programa estímulo con el interés de las productoras de gas.

El gobierno nacional todavía no dio grandes pistas sobre el nuevo precio estímulo y las disposiciones del programa que anunciará el presidente Alberto Fernández en Vaca Muerta. Sí se conoce el contenido del anterior plan. A continuación, se detallan algunos de los puntos que figuraban en el documento que se había consensuado con las operadoras, que luego entró en una instancia de revisión a cargo de la cartera económica. Todavía no se informó si continúan vigente en el plan que anunciará hoy el presidente:

1. En el esquema que trascendió en agosto, los productores debían comprometerse a sostener o aumentar la inyección promedio del trimestre mayo-julio 2020.

2. Se licitarían 70 millones de m3/d de gas que entran en el bloque base de 4 años, que no pueden representar más del 70% de la producción de las empresas. Lo que define un volumen mínimo a inyectar de 100 MM de m3/d, a partir de mayo de 2021. Los contratos comenzarían desde septiembre/octubre 2020.

3. Se licitarían volúmenes adicionales para los Períodos Estacionales de Invierno de esos 4 años, en función de las capacidades de transporte remanentes contratadas por las demandas de Distribuidoras y usinas térmicas.

4. La licitación se dividía por cuenca. Para el bloque base se licitan 2,8 MM de m3/d en Noroeste, 47,2 MM de m3/d en Neuquina, y 20 MM de m3/d en Austral. En caso de no cubrir el volumen de una cuenca determinada, se asignaría dicho volumen a ofertas de otras cuencas siempre que haya capacidad de transporte contratada y disponible.

5. Para la producción off shore se establecía un plazo adicional de 4 años (total de 8). Una vez iniciado el plazo adicional, los volúmenes comprometidos por cada Productor para el abastecimiento de la demanda comprendida debían ascender al 70% de la producción que tenga a partir de septiembre 2024.

6. Los productores off shore debían, en el programa que se había consensuado, compensar el diferencial entre la producción base y su producción real, con gas importado o inyecciones superiores a las comprometidas, durante los meses de junio, julio y agosto de los primeros 4 años del esquema. A tal efecto se considerará la producción base total de la cuenca de cada productor.

7. En caso de no alcanzarse el volumen de 70 millones de m3/d del bloque en la primera ronda, se preveía una segunda ronda complementaria donde cada productor se compromete a compensar su falta de volumen inicial con importaciones a su cargo de gas importado durante el período invernal 2021. Esta alternativa iba a permitir que participen productores que no llegan a incrementar producción para mayo de 2021.

8. La licitación ponderaba, en los precios ofertados, el peso de la Res. 46 (el subsidio a la producción no convencional durante el gobierno de Mauricio Macri), a menos que el productor renuncie a sus derechos desde la entrada en vigencia del Esquema.

9. El precio considerado para la adjudicación sería igual al valor presente del precio promedio ponderado, de los volúmenes del bloque base, entre la oferta y la Res. 46, para los 4 años (8 para off shore), descontados al 10% e incluyendo el costo del gas retenido.

10. Se definía un precio máximo de 3,4 USD/MMBTu para el precio considerado para la adjudicación (precio a valor presente).

11. Si la inyección durante los meses del período invernal de cada año era inferior a la comprometida, el productor debería compensar su falta de volumen con gas importado o inyecciones superiores a las comprometidas, o pagando el equivalente a 2 veces el volumen a compensar valorizado al precio ofertado por un factor de ajuste de 1,25.

12. Si se registraban incumplimientos por 6 meses seguidos, el productor quedaba excluido del esquema.

13. El orden de mérito resultante de la licitación define: (i) el ingreso en el bloque al precio ofertado; (ii) el orden en el que se corta la inyección ante excedentes de oferta en períodos de baja demanda; (iii) la prioridad para exportar (de acuerdo al volumen a contratar con CAMMESA).

14. En función del orden establecido en el punto anterior, se asignaba la posibilidad de obtener permisos firmes de exportación por 4 MM de m3/d en Neuquina y 2 MM/d de m3 en Austral.

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