Nación avanza en un nuevo plan de incentivo a la producción de gas

CAPITAL FEDERAL (ADNSUR) - El Gobierno Nacional está analizando la puesta en marcha de un nuevo plan de estímulo a la producción de gas natural, que permita sostener e incrementar la actividad en todas las cuencas para abastecer la demanda interna a partir del invierno 2021 y apuntalar el proyecto exportador.

Según destaca Télam, el tema está en pleno desarrollo y será parte de una nueva ronda de consultas con las principales compañías productoras, ya no solamente en la formación neuquina de Vaca Muerta, sino en todas las cuencas hidrocarburíferas.

El nuevo esquema está en estudio luego de que el Gobierno avanzó la semana pasada en la determinación de un precio sostén a la producción de petróleo, por el cual reconocerá US$ 45 por barril, en momentos en que la cotización del crudo de referencia tipo Brent alcanzó pisos históricos durante las últimas semanas.

"El objetivo es promover que las empresas retomen la actividad en el gas después de un año de declino y reducción de inversiones por un problema de precios y de demanda", explicó un vocero vinculado a la Secretaría de Energía que depende del ministro de Desarrollo Productivo, Matías Kulfas.  Las fuentes plantearon que además de confirmar el envío al Congreso de una nueva Ley de Hidrocarburos, se buscará dar "condiciones estables en el sector de gas y petróleo, a mediano y largo plazo".

"Estamos estudiando un programa de estímulo a la producción para el largo plazo de gas natural de todas las cuencas del país", confirmó hoy en ese mismo sentido el subsecretario de Hidrocarburos, Juan José Carbajales, a través de su cuenta de Twitter.

Si bien la posibilidad de impulsar un nuevo "plan gas" no fue mencionada de manera explícita por las autoridades que asumieron el 10 de diciembre, la coyuntura obliga a generar las condiciones para asegurar los niveles de producción que cubran la demanda local y profundizar la búsqueda de mercados externos para los excedentes de los meses más templados, en principio con los países de la región.

Aunque a marzo la producción de gas en todas las cuencas acumulada de los últimos doce meses fue 3,2% mayor a la de igual período anterior, en la medición mes contra mes disminuyó 2,1% interanual.

Así, en un escenario en que la producción convencional y la variante no convencional Tight, que representan el 77% de la producción, están declinando anualmente a un 4,6% anual, se explica que el crecimiento se concentra exclusivamente en el desempeño del shale gas de Vaca Muerta, el cual ralentizó su crecimiento desde el semestre pasado.

Por eso, las cifras que preocupan indican que si bien la producción de shale gas acumulada en doce meses a marzo de 2020 crece 18,6% anual -en particular por el peso del área Fortín de Piedra de Tecpetrol- en los últimos cinco meses la tasa de crecimiento interanual pasó de 24,4% a 4,1.

Para intervenir en esa situación y generar incentivos a la inversión y la producción, se analiza como una de las alternativas de implementación que la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico (Cammesa) concentre las compras a las productoras de los volúmenes de gas para las generadoras eléctricas -tal como hace en la actualidad a través del mercado electrónico- como para las distribuidoras que cubren todo el país.

Esa compra a las productoras a un valor aún no determinado pero que podría ubicarse en torno a los US$ 3,5 dólar por millón de BTU, podría ser replicado por Cammesa en la venta a las generadoras y distribuidoras, pero en caso de no lograr equiparar el precio la diferencia se solventaría mediante un subsidio.

El precio está alejado del nivel de incentivo que mantiene la Resolución 46 en torno a los US$ 6, pero es superior al que actualmente están consiguiendo mediante las licitaciones que Cammesa viene llevando adelante en los últimos meses y que ayer convalidó ofertas para el suministro de junio para las generadoras eléctricas a US$ 2,50 y de US$ 1,85 para mayo.

Si bien el plan tendrá un costo para las cuentas fiscales, las fuentes aseguraron que es una medida mucho más económica que importar mayores volúmenes de gas para cubrir los picos de demanda de 2021, sobre todo en momentos de escasez de divisas.

De concretarse, el nuevo plan sería el cuarto -en poco más de una década- mediante el cual se busca promover las inversiones y la producción de gas, aunque con distintas metodologías de incentivo y de referencias.

El último de ellos es el que implementó el ex ministro de Energía Juan José Aranguren, mediante la Resolución 46, que a la vista de sus resultados actuales "distorsionó el mercado" -según la mirada de la actual gestión- con una sobre producción que no tuvo correlato con la demanda interna y externa y que movió los precios drásticamente a la baja.

Esa situación llevó durante 2019 a varias de las empresas productoras de gas a reducir su capacidad de producción, tal el caso de YPF en el segundo semestre del año, y a focalizar sus inversiones en la venta del crudo, un commodity que aparecía más atractivo por entonces por las características propias del mercado.

Pero a diferencia de la Resolución 46 que estaba focalizada en la producción del gas no convencional de Vaca Muerta, los dos antecedentes conocidos como Plan Gas I y II gestados durante el kirchnerismo compensaban las inversiones para nueva producción y los volúmenes incrementales a partir de una base de pozos en declino o parados.