Exportar gas no debe debe ser malo

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Charles Massano, consultor en regulación de sspp y negocios con energía, analiza los subsidios a la producción de gas natural y la reapertura de las ventas al exterior.

Por Charles J. Massano (*)

La Resolución N° 46-E/2017 (B.O. 06/03/2017), modificada por las Resoluciones N° 419/2017 (B.O. 02/11/2017), N° 447/2017 (B.O. 17/11/2017) y N° 12/2018 (B.O. 23/01/2018), todas del ex Ministerio de Energía y Minería, estableció un nuevo régimen para subsidiar la explotación de gas natural obtenido de concesiones de explotación existentes y otorgadas con posterioridad a la vigencia del régimen, primero en la Cuenca Neuquina y luego también en la Cuenca Austral.

Favorece la obtención de gas “no convencional”, entendiendo por tal al “gas proveniente de reservorios de gas natural caracterizados por la presencia de areniscas o arcillas muy compactadas de baja permeabilidad y porosidad, que impiden que el fluido migre naturalmente y por lo cual la producción comercial resulta posible únicamente mediante utilización de tecnologías de avanzada (“Tight Gas” o “Shale Gas”)”.

El subsidio consiste en el pago de una compensación por cada m3 de gas natural no convencional alcanzado por el beneficio (volúmenes incrementales respecto a los que se obtenían al inicio de la vigencia del programa, y todo el volumen cuando la concesión originalmente producía menos de 500 mil m3/día).

La compensación es la diferencia entre (a) un valor que empieza en US$ 7,5/MMBTU que se reduce paulatinamente hasta US$ 6,0/MMBTU en 2021, último año dispuesto para la vigencia del régimen (si no recibe prórrogas); y (b) un precio estimado como “de mercado” a determinar por la ex Secretaría de Hidrocarburos (que hoy es una Subsecretaría). Es así que el programa no utiliza como referencia a los precios efectivamente recibidos por los volúmenes que venden cada uno de los concesionarios beneficiarios, que podrían ser superiores a los de referencia utilizados para el cálculo de las compensaciones.

El subsidio impone un ingente esfuerzo fiscal, al tiempo que garantiza ingresos actualizados por la evolución de la cotización del dólar de los EE.UU.

Esos subsidios no son compensaciones por eventuales menores precios que los productores pudieran estar recibiendo de las distribuidoras, dado que los mismos se pagan con independencia de cuál sea el mercado receptor del gas natural.

Los precios regulados que pagan actualmente los usuarios de las distribuidoras, cercanos a los US$ 4,0/MMBTU, no incluyen subsidios para la demanda; con excepción de los precios que pagan los usuarios de la Región Patagónica (Art. 75 Ley 25.565). Esos subsidios en particular se solventan con lo recaudado por el cargo instituido por el Art. 75 de la ley mencionada, y eventualmente por fondos del Tesoro. La ex ENARSA recibe esos fondos y paga así el costo de importar gas de Bolivia, y gas natural licuado (GNL) o hasta GNL re-gasificado en Chile, para venderlo a precios inferiores a los que reciben los productores nacionales.

Los acuerdos con las distribuidoras

Mientras tanto, los precios del gas natural que pagan las distribuidoras a partir de octubre 2018 (y hasta abril 2019), no alcanzaron los de los acuerdos suscriptos en noviembre de 2017, homologados mediante nota del ex Ministerio de Energía (NO-2018-02026046-APN-MEM). Se trató de dos acuerdos “espejo”: uno entre el ex MINEM y las distribuidoras y otro entre ese ministerio y los productores de gas natural. Al más puro estilo de los realizados entre el Gobierno Kirchnerista y los concesionarios productores de gas natural, entre 2004 y 2011, pero con vigencia hasta 2019 inclusive.

Los productores realizaron ofertas a precio menores a los de esos acuerdos (con un promedio cercano a US$ 4,0/MMBTU, tal mencionamos), obligados por el impacto del proceso devaluatorio iniciado en el segundo trimestre de este año. Con lo que el mercado de gas se termina auto-desregulando, a pesar de los anuncios de la Secretaría de Gobierno de Energía respecto de las funciones que al respecto iba a tener MEGSA. De hecho, ya los precios de gas fijados como objetivo por el Gobierno en 2016, eran mayores a los que se verificaban en el segmento “libre” del mercado (donde compran gas los “grandes usuarios”).

Por otra parte, los regímenes de subsidios al incremento de producción de gas natural dispuestos por las Resoluciones N° 1/2013 y N° 60/2013, ambas de la ex Comisión de Planificación y Coordinación Estratégica del Plan Nacional de Inversiones Hidrocarburíferas (digámosle “Comisión etc”), no han sido derogados y podrían estar aún resultando en subsidios para la producción de gas convencional (Res. N° 1/2013: por 5 años desde la fecha dispuesta en la aprobación del proyecto; Res. N° 60/2013: por 4 años).

Además, las distribuidoras reciben otro subsidio, al adquirir volúmenes de gas a precios subsidiados para cubrir los volúmenes “no contabilizados” (supuestas pérdidas y errores de medición), cuyo costo trasladan a las tarifas sin que ello afecte su margen de distribución, aún cuando esas “pérdidas” alcancen niveles máximos, muy superiores a los históricos. Esta particularidad es un incentivo a la clandestinización de volúmenes que, al ser adquiridos a precios muy bajos, las distribuidoras podrían revender a precios de mercado, quizás a través de sus “comercializadoras afiliadas”.

Esta nueva modalidad de subsidio al “gas no contabilizado” fue dispuesta ya desde el principio de la actual gestión presidencial, en la última etapa de intervención del ENARGAS (gestión de David Tezanos, impulsor de la idea), durante la gestión del Ing. Aranguren como Ministro y del Ing. Sureda como Secretario de Hidrocarburos (a quién, vale decirlo, la idea no le gustaba nada).

Así que al final, sólo los productores de gas convencional subsidian al “gas no contabilizado” (siempre que no estén aún alcanzados por los subsidios dispuestos por la Resolución de la ex “Comisión etc” N° 1/2013 ó N° 60/2013). Los productores de volúmenes de gas no convencional que pudieran destinarse a “gas no contabilizado” reciben, en cambio, el subsidio de la Resolución N° 46/2017 del ex MINEM.

Pero quizás el más cuestionable de los subsidios es el que, indirectamente, reciben los importadores de gas argentino. En efecto; la derogación del punto 3.8. del “Procedimiento para la Autorización de Exportaciones de Gas Natural” que fue puesto en vigencia por la Resolución N° 104/2018 del ex Ministerio de Energía, dispuesta en la Resolución N° 9/2018 de la Secretaría de Gobierno de Energía; permite que una empresa beneficiaria de la Res. N° 46/2017 exporte volúmenes de gas subsidiados, con la sola condición de que también produzca gas convencional. Cuanto mayor sea la proporción de volumen no convencional de gas en el total que produzca (convencional más no convencional), mayor será la proporción de gas subsidiado que formará parte del total de exportaciones que esa empresa realice.

Renta, en lenguaje de textos de economía, es la diferencia entre el valor de algo y lo que cuesta obtenerlo o producirlo. Se apropia de esa renta quién logre vender por encima del costo o comprar por debajo del valor.

Exportando reservas

Dijimos en septiembre pasado que: “….Si se acepta que se exporte gas a cualquier precio, se correría el riesgo de exportar renta hidrocarburífera. Cuando se exporta gas, se exportan reservas de gas. Sabemos cuánto vale hoy ese gas, al menos en el mercado internacional. Pero no cuánto va a valer en el futuro (más allá de lo acertado que pudieran resultar las proyecciones, que justamente, son eso: proyecciones)…” (https://econojournal.com.ar/2018/09/determinacion-de-precios-de-gas-natural-en-pist/).

Una forma práctica de evitar perder la renta hidrocarburífera (al permitir que se apropien de ella agentes que no forman parte de nuestra economía), es compensar las exportaciones de recursos no renovables, como el gas natural, con incorporación de reservas que reemplacen a las exportadas.

El procedimiento para autorizar exportaciones dispuesto por la Res. N° 104/2018, no prevé la reposición de reservas reducidas por efecto de las exportaciones. En rigor, ningún régimen de autorización de exportaciones de hidrocarburos ha incorporado ese requisito hasta la fecha. Es cierto, por otra parte, que los efectos beneficiosos de la paulatina reducción del costo de obtención de energía de fuentes renovables, reducen el daño potencial de una política de exportaciones de gas natural apresurada, que repite errores del pasado y es, por lo tanto, no conveniente (o quizás irresponsable y orientada a la rápida monetización de reservas sin reducir el precio interno del gas, al enviar el “excedente” de oferta hacia otros mercados).

Los mencionados acuerdos entre las distribuidoras y el gobierno y los concesionarios y el gobierno, prevén la participación de la ex ENARSA (hoy IEASA) como importador y, como mencionamos, como vehículo de los subsidios al consumo de gas en la Región Patagónica.

Prevén también que esa empresa eventualmente adquiera gas en el mercado interno, en forma neta, o mediante swaps entre el gas que importa y el producido por concesionarios en lugares adecuados a la tarea de suministro complementario al mercado interno que tiene IEASA. Pero nada en esos acuerdos (ni en alguna norma vigente) impide que IEASA pueda estar importando gas a un precio mayor al que eventualmente se esté exportando en el mismo momento.

Sin embargo, sí existe la posibilidad de que, en los términos de la Res. N° 104/2018, esa empresa se presente a adquirir volúmenes que se pretenda exportar, en calidad de “Tercero Interesado”. Habrá que ver si eso efectivamente ocurre, y en qué circunstancias y condiciones.

Por último, las provincias en que se aplica el régimen de la Res. N° 46/2017 son beneficiarias directas del subsidio; ya que reciben el porcentaje de regalías de esos montos sin que esos importes siquiera pasen por las cuentas de las concesionarias. A la vez, son responsables del control necesario para que las concesionarias cumplan con sus compromisos de producción de gas no convencional. Aunque los incentivos están dados para que esas administraciones se ocupen sobre todo de que los volúmenes incrementales de gas se presenten rápidamente y sean importantes, no los hay para que se interesen por su origen geológico (si es o no gas no convencional) y su destino (nacional o extranjero).

Conclusiones 

La conclusión es que se hace un gran esfuerzo fiscal para subsidiar la producción de gas natural supuestamente no convencional:

sin que se encuentre un motivo para preferir esos volúmenes a los que tienen origen en otro tipo de formaciones (geológicas), o en otras jurisdicciones;
sin que –y salvo por el efecto coyuntural de un proceso devaluatorio cuyo impacto puso a temblar todo el esquema- ello resulte de manera visible en menores precios para el mercado interno (las exportaciones evitan que la presión de oferta haga bajar el precio interno); sin que se esté incentivando la incorporación de reservas;
subsidiando exportaciones de bajo valor agregado; mientras el Gobierno acuerda precios internos con los productores superiores a los de mercado; dando incentivos a que las distribuidoras o sus afiliadas comercialicen gas obtenido a precios subsidiados; y sí, al menos, promoviendo una mayor y más rápida recaudación de regalías. Pero para algunas de las provincias hidrocarburíferas (no para todas).

Exportar recursos no renovables no tiene que ser malo. Pero si se hace para elevar los precios internos y reduciendo la oferta futura de los mismos, entonces lo que se está haciendo es instaurando políticas que benefician a un sector de la economía por un tiempo, y no al país de forma permanente. Y si encima ese sesgo se profundiza incorporando subsidios pagados por el Estado a un negocio (privado) de comercialización y exportación, se hace muy difícil encontrar en ello a una “política de estado” beneficiosa para la sociedad de nuestro país.

* Consultor en regulación de sspp y negocios con energía

 

 

 

Esta nota fue publicada originalmente en  "patagoniaShale.com.ar"
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