JAVIER IGUACEL EXCLUSIVO: “El precio del gas natural lo fijará el mercado”

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El ministro de Energía, Javier Iguacel, en entrevista con Energía&Negocios lanzó una primicia exclusiva: a partir del 1 de enero será el mercado el que determine el precio del gas en la Argentina y éste será íntegramente transado en el Mercado Electrónico de Gas (MEG) mediante contratos transparentes. Anunció también cambios estructurales en el mercado de los biocombustibles. Ratificó la venta de Transener, dijo que serán estrictos con los cumplimientos de los proyectos del plan RenovAr. Dijo que hay intención y voluntad de construir el complejo La Barrancosa-Cóndor Cliff (ya tiene avance la obra) condicionó la continuidad del contrato a una auditoria integral y al fallo de la Justicia ante eventuales hechos de corrupción.

El precio del gas natural pasa de promedios de referencia de US$ 5,20 a US$ 4,20 ¿Por qué?

El precio de referencia de  US$ 4,20 es el promedio de los contratos industriales hoy vigentes, y que son los únicos propiamente de libre mercado.

Si tomamos el precio promedio industrial y el precio promedio del GNC pactado libremente verificamos que se encuentran en ese orden. Por lo tanto no hay ninguna razón para que los generadores —que generalmente demandan Flat y tienen consumo similar— estén pagando otros valores.

Ahora bien ¿por qué los valores de los contratos libres están en US$ 4,20 e incluso algunos hasta US$ 3,80? Porque comenzó haber abundancia de gas. Por tanto, en vez de administrar escasez y manejar un mercado que se orienta al import-parity, comenzamos a ver los frutos, el resultado del esfuerzo y de la inversión y de la mejora de los costos en el desarrollo de Vaca Muerta, están aumentando la oferta. Con mayor abundancia hay más competencia en el mercado,  por mayor disponibilidad y por lo tanto los precios serán inferiores a los que veníamos manejando.

¿Cómo se instrumentará esa baja al resto de los usuarios?

Todo el mercado de gas se va a manejar a través del Mercado Electrónico del Gas (MEG). Es decir, absolutamente todas las compra y todas las ventas  —industriales, generadores,  GNC, etc.—  van a poner las ordenes de compra con plazo volumen y precio y los productores podrán ofertar por lo que será la oferta y la demanda las que fijarán el precio.

En la etapa de explotación los resultados son tan buenos y alentadores que estamos impulsando un proceso acelerado de mercado, nuestro objetivo es que de acá al 1 de enero el mercado esté contractualizado con libre oferta y libre demanda. Para iniciar ese proceso tomamos como precio de referencia el precio de los contratos vigentes.

Los contratos que se podrán licitar serán Spot (7 días y 30 días), estacionales (6 meses) y multiestacionales. Estos tres conceptos nos permitirán que haya contratos de largo plazo para el flat, sobre todo para las distribuidoras que consumen en el pico puedan comprar ese pico en un solo contrato y luego poder comprar lo que les falta y/o vender lo que les sobra.

El sector puramente privado comprará por su cuenta —un generador o un industrial— pondrá la oferta con su pedido y si hay un productor que matchea habrá una transacción.  El mercado va a ser absolutamente transparente y se conocerán el precio, el volumen y el plazo.

¿Las distribuidoras seguirán la misma operatoria?

En el caso de las Discos va a ser diferente. Comprarán por cuenta y orden de los usuarios mediante tres o cuatro contratos tipo que estamos elaborando. La distribuidora elegirá algunos de los modelos de contratos que definen las cláusulas más adecuadas,  realizará la oferta de compra y cuando oferta y demanda matchean el contrato se transparenta.  Los contratos van a estar disponibles y accesibles y con absoluta transparencia. Se sabrá quién es el productor que vendió, cual es el tipo de contrato, además del plazo, volumen y precio. De este modo todos los usuarios sabrán cómo esta comprando su distribuidora el gas que compra por su cuenta y orden.

El Enargas volverá a cumplir por primera vez desde el 2003 con el objetivo de la Ley 24.076 y hacer el pass-through del gas estacional que surja de un mercado  transparente y competitivo. Si bien es cierto que hasta el 2002 hubo un mercado competitivo, no era del todo transparente.

¿De dónde surge el precio de referencia?

La Resolución 19 establece la remuneración que reciben los generadores que despachan al sistema. Define la remuneración por potencia instalada disponible, además de una remuneración marginal, donde en función de esa remuneración marginal Cammesa decide si despacha o no y eso tiene en cuenta la eficiencia y un precio de referencia del gas, de allí sale la idea del precio de referencia del gas. Dependiendo del precio de referencia se determina el ingreso del despacho al sistema si es una térmica por eficiencia. Pero el kirchenrismo distorsionó todo el mercado.

¿Qué pasa con los contratos de Cammesa?

Integracion Energética Argentina S.A. (IEASA) será la que cumpla con los contratos de energía que Cammesa tiene celebrados y están vigentes, son contratos take or pay firmes, PPA, (acrónimo de Power Purchase Agreemen) donde entrega el gas y establece el precio de la energía. Esos contratos no los queremos violar, no nos gustan, pero es lo que hay. Esos contratos suman unos 15 MMm3/d y los los va a licitar casi seguro IEASA, para que Cammesa pueda cumplir con su objetivo específico.

El resto del gas lo van a comprar los generadores, y de allí va a surgir el precio de referencia estacional.

La discusión sobre el costo de producción del gas se vuelve abstracta…

El costo de producción se vuelve real, fue abstracta porque era todo una entelequia surgida de los excels de Kicillof, de Moreno y de todos los que querían hacer en una planilla de cálculo. Algo que debió hacerse en la práctica, compitiendo siendo más eficiente, siendo inteligentes y desarrollando capacidad.

Explorar y hacer pilotos, desarrollar el gas de Vaca Muerta ha generado que muchos productores conozcan realmente cuál es su costo de producción y van a establecer una renta por sobre el costo de producción, pero en vez de que lo calcule un burócrata será la realidad la que lo determine. y como hay cuarenta productores y hay mercado habrá exceso de gas. La Argentina va a ser un gran exportador de gas, van a tener que establecer precios competitivos.

¿Que va a pasar con el precio “estímulo” el famoso 7,50?

El adicional para promover el gas no convencional, se va a mantener con los que están firmados. Los que se presentaron hasta fin de mes (julio), tenemos la idea de otorgarlos pero los estamos evaluando.Pero definitivamente no habrá adicionales a partir de ahora. El precio estímulo irá reduciéndose paulatinamente.

Chile difícilmente pague más por el gas que importará de Argentina que el precio que Argentina paga a Bolivia. ¿Podría darse el caso de que un exportador venda al mismo precio que nos vende Bolivia y que a su vez reciba el precio estímulo?

Definitivamente no. La resolución es clara y además la vamos a aclarar aún mas: el productor que quiera exportar gas pierde el beneficio de la Resolución 46 por el volumen de exportación. Aún exportando gas de un campo sin el beneficio. Si estuviere recibiendo el adicional de otro campo, perderá el beneficio por el volumen exportado. De tal manera que no habrá estímulo si exporta.

Respecto del acople del mercado interno con el internacional de los hidrocarburos y combustibles líquidos, ¿se construirá algún índice de referencia?

No va a haber barril “criollo”… Van a tener que competir. Si viene nafta más barata que venga, los refinadores locales deberán ser más eficientes y no hay razón para que no sean eficientes. Vamos a defender al consumidor, nos gustaría que hubiese mas competencia y que los combustibles bajen. Controlamos que no haya cartelización. Se dio un hecho que pasó desapercibido, —después de quince años, o más— por primera vez, no hubo un aumento por parte de las empresas y en el mismo día y por montos parecidos. El ajuste fue totalmente disperso, incluso algunos aumentaron y retrotrajeron los precios. Con los aumentos algunos perdieron mercado y otros perdieron la brújula y tuvieron que empezar a competir. Están empezando a entender porque vamos a aumentar la competencia. Vamos a profundizar el mercado para que compitan con los biocombustibles.

Con el costo de la materia prima bajo con respecto al petróleo el costo real de producción, el biodiésel y bioetanol son muy competitivos respecto de los hidrocarburos. Debemos corregir el tema impositivo para que compitan tête-à-tête, vamos a ir liberando ese mercado para que haya competencia real entre combustibles bio y combustibles fósiles contribuyendo a una mejora en el precio que pagan los consumidores.

¿Hablamos de surtidores separados como hay en Alemania o de aumento en el corte?

Hoy tenemos un esquema de corte obligatorio que vamos a reformular. La ley hay que cumplirla y lo que establece es un mínimo del 5% —tiene exención impositiva del ITC— y un cupo que se debe  distribuir equitativamente. Desde allí hasta el 10% —son cortes que no presentan inconvenientes técnicos— habrá libre competencia. Estamos elaborando una normativa que permita, por encima de ese guarismo, a los expendedores ofrecer al mercado distintos cortes pero con total transparencia. Deberá informarse de qué corte se trata, su nivel de calidad y que el consumidor elija. Un B20, un B80, Flex, que pueda elegir pero que esté claro y con surtidor separado obviamente.

Por ejemplo, el gasoil grado 2 creemos que puede aceptar hasta un 25% de biodiésel porque la calidad cumple con la norma, sigue siendo la calidad requerida tanto para camiones como cosechadoras. Estamos viendo el tema calidad y empezaremos a competir.

Hoy es más barato el biodiésel que el gasoil importado, hoy mejoran el margen, tienen el mismo margen que si importaran gasoil.

¿Qué va a pasar con las sanciones por incumplimientos del Renovar?

Se aplican a pleno. Incluso la rescisión de los contratos. He ordenado rescindir dos proyectos (se refiere al “Parque Solar Sarmiento” y el “Parque Eólico Viento Reta”) por incumplimientos pero aún tienen una instancia administrativa, les faltan algunos requisitos. No queremos “agentes reveladores de proyectos” deben cumplir con los plazos. Si no, se quedan afuera.

La gestión anterior había declarado en mas de una oportunidad que el proyecto Condor Cliff-La Barrancosa que se suspenderían por problemas fiscales…

Están en obra, el contrato se viene cumpliendo. Pero dada la situación judicial en donde aparentemente se habrían detectado hechos de corrupción asociados, vamos a realizar una auditoria integral y veremos cuál es el resultado de la misma, y lo que diga la Justicia. La obra por ahora continua por lo menos cuatro o cinco meses más, porque se han recibido adelantos durante la gestión anterior. Pero no vamos a emitir un certificado más hasta que se termine la auditoria, porque si surge que el contrato estuviese viciado por alguna acto de corrupción se tornaría nulo por lo que deberemos tomar decisiones conducentes. Tenemos voluntad de continuar las obras, pero no a través de contratos que estén viciados.

¿Transener se vende?

Nuestra intención es que el Estado no se quede con Transener. ¿Es estratégica? Si, pero es una transportista más, como los gasoductos. ¿Cuál es la diferencia de tener el 25% de las acciones desde el punto de vista estratégico? ninguna, Transener no tiene un control político, el control de su actividad lo tiene por la normativa y por las leyes que es controlar a quien opere. La salvaguarda de capacidad de decisiones estratégicas las tiene por la ley que instruye al regulador (Enre) . No vemos ninguna pérdida de poder estratégico, ni política, por el hecho que la opere una empresa donde el Estado no tiene participación accionaria.

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