Cuáles son los aspectos del Plan Gas que están revisando Guzmán y Darío Martínez

La demora siembra dudas sobre el abastecimiento en el invierno de 2021.

La presente es una reproducción parcial del artículo publicado por EconoJournal.

El viernes 21 de agosto el subsecretario de Hidrocarburos, Juan José Carbajales ,se reunió con las principales petroleras para terminar de pulir el decreto del Plan Gas. La intención era publicarlo en el Boletín Oficial una o dos semanas después para que comenzara a regir en septiembre. Sin embargo, al mismo tiempo que Carbajales conversaba con los ejecutivos, desde la Jefatura de Gabinete informaron que Darío Martínez reemplazaría a Sergio Lanziani y la secretaría de Energía dejaría de depender de Desarrollo Productivo, el ministerio que dirige Matías Kulfas. El cambio dejó la iniciativa en stand-by.

Lo concreto es que, pese a que algunos cargan la responsabilidad en el sector privado al dejar trascender que el plan no había terminado de conformar a las petroleras, lo cierto es que, en los hechos, es la política la que viene demorando una definición, mientras los plazos para recomponer la producción del fluido de cara al próximo invierno se acortan dramáticamente, tal como advirtió el ex gobernador de Neuquén Jorge Sapag.

Si el gobierno no logra encontrar una herramienta que promueva una reactivación de la inversión en nuevos pozos de gas durante los próximos dos meses, el país deberá lidiar en 2021 con un salto significativo de las importaciones de Gas Natural Licuado (LNG).

Revisión

Tras el cambio de autoridades en Energía, el borrador redactado por los colaboradores de Kulfas entró en revisión bajo la órbita del ministerio que dirige Martín Guzmán y del nuevo secretario de Energía. Algunos sectores del gobierno, como el interventor del Enargas, Federico Bernal, están abiertamente en contra de la iniciativa.

Según pudo saber EconoJournal a partir del relevamiento de fuentes privadas, funcionarios de Economía cuestionaron tres aspectos principales del diseño trazado en Desarrollo Productivo:

1. La duración. El plan original preveía un plazo de cuatro años (2020-2024). Para reducir su costo fiscal (que rondaría entre los 1000 y los 1500 millones de dólares por año), en Economía propusieron bajarlo a tres (para que finalice en 2023, último año de la actual administración), pero en términos de planeamiento energético esa sería una mala decisión porque el gobierno entrante podría heredar un sistema de gas en declinación (es difícil tomar decisiones de median plazo en años electorales). Por eso, se podría mantener el plazo original de cuatro años.
2. También se evaluó la posibilidad de dejar fuera del nuevo plan de estímulo a los yacimientos convencionales, dado que el diseño original contempla el desarrollo de gas desde yacimientos ubicados en Chubut y en campos offshore. La distinción entre clase de yacimientos (convencionales y no convencionales) fue uno de las piedras con las que tropezó la resolución 46/2017 del Ministerio de Energía, que direccionó la inversión hacia campos de tight y shale gas sin tener en cuenta que aún existían oportunidades de desarrollo en algunos plays convencionales.
3. El precio estímulo. Cuando se empezó a discutir el plan, en junio, YPF, la petrolera controlada por el Estado, había solicitado a los funcionarios un precio cercano a los US$ 4,20 por MMBTU. El pedido fue considerado excesivo en despachos gubernamentales, que pretendían establecer un precio de 3,50 dólares. Luego se apeló a una fórmula indirecta atada al VPN para contentar a medias el planteo de la petrolera. Si Guzmán pretende modificar hacia abajo el valor de referencia deberá acordarlo con la conducción de YPF.

Un repaso de lo hecho

Para enfrentar la declinación de la producción de gas, que se agudizará en 2021 por el freno de la inversión en nuevos pozos, el Ministerio de Desarrollo Productivo puso en marcha en mayo un plan de acción para intentar revertir la caída de la inversión en pozos de gas y evitar una disparada de las importaciones de Gas Natural Licuado a partir de 2021.

Frente a la imposibilidad política de actualizar las tarifas al ritmo de la inflación y de la suba del dólar, rápidamente quedó claro que la única alternativa para reactivar la producción era garantizarle a las petroleras un precio de venta que estuviera por encima del que en la actualidad puede convalidar la demanda vía tarifas.

Negociación a varias puntas

El aspecto más complejo para viabilizar el funcionamiento del nuevo Plan Gas es su diseño. Para que se cumplan los objetivos buscados, la iniciativa debe incluir a todos —o a la gran mayoría— los grandes productores de gas. En especial a YPF, Pan American Energy (PAE), Total, Tecpetrol, Wintershall DEA y CGC. También es relevante contemplar a Pluspetrol y Pampa Energía.