ECONOMÍA & POLÍTICA

El gobierno prorrogó el Plan Gas IV y activó el Plan Gas V

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. El gobierno nacional oficializó mediante el decreto 730/2022 la aprobación del denominado “PLAN DE REASEGURO Y POTENCIACIÓN DE LA PRODUCCIÓN FEDERAL DE HIDROCARBUROS, EL AUTOABASTECIMIENTO INTERNO, LAS EXPORTACIONES, LA SUSTITUCIÓN DE IMPORTACIONES Y LA EXPANSIÓN DEL SISTEMA DE TRANSPORTE PARA TODAS LAS CUENCAS HIDROCARBURÍFERAS DEL PAÍS 2023-2028”.

Se trata de la prórroga hasta 2028 de los contratos vigentes del denominado Plan Gas Ar IV, y además de la activación del Plan Gas Ar V, para impulsar la producción del gas natural necesario para llenar el Gasoducto troncal Presidente Néstor Kirchner, en proceso de construcción en su Etapa I (Tratayén-Salliqueló) con financiamiento del Estado. También para la producción adicional del gas destinado al GPNK cuando se construya en su Etapa II (Salliqueló-San Jerónimo).

Además de la provisión al mercado interno, la producción del gas en cuencas como la Neuquina y Austral tienen también por destino la exportación en firme a nivel regional y a terceros países convertido en GNL.

El decreto instruye a la Secretaría de Energía del Ministerio de Economía a instrumentar dicho Plan, que se asienta en la participación voluntaria por parte de las empresas productoras, prestadoras del servicio público de distribución y subdistribución que hagan adquisiciones en forma directa de las productoras y de la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico (CAMMESA).


El Plan contempla los siguientes objetivos:

a. Viabilizar inversiones en producción de gas natural con el objetivo de satisfacer las necesidades de hidrocarburos del país con el producido de sus propios yacimientos.
b. Proteger los derechos de los usuarios actuales y futuros y las usuarias actuales y futuras del servicio de gas natural.
c. Promover el desarrollo de agregado nacional en la cadena de valor de toda la industria gasífera.
d. Mantener los puestos de trabajo en la cadena de producción de gas natural.
e. Sustituir importaciones de Gas Natural Licuado (GNL) y el consumo de combustibles líquidos por parte del sistema eléctrico nacional.
f. Coadyuvar con una balanza energética superavitaria y con el desarrollo de los objetivos fiscales del Gobierno.
g. Generar certidumbre de largo plazo en los sectores de producción y distribución de hidrocarburos.
h. Otorgar previsibilidad en el abastecimiento a la demanda prioritaria y al segmento de generación eléctrica de fuente térmica.
i. Establecer un sistema transparente, abierto y competitivo para la formación del precio del gas natural, compatible con los objetivos de política energética establecidos por el PODER EJECUTIVO NACIONAL”.

El nuevo decreto faculta también a Energía a instrumentar el esquema de abastecimiento de volúmenes, plazos y precios máximos de referencia de gas natural en el Punto de Ingreso al Sistema de Transporte (PIST), aplicable a los contratos o acuerdos de abastecimiento que entre oferentes y demandantes se celebren en el marco del Plan, y que garanticen la libre formación y transparencia de los precios conforme a lo establecido en la Ley 24.076 (Marco Regulatorio del Gas).

El esquema de abastecimiento a instrumentar incorpora las siguientes pautas, criterios y condiciones elementales:
a. Volumen: será establecido por la S.E. a efectos de garantizar el óptimo abastecimiento de la demanda y conforme la capacidad de transporte. Podrá ser ampliado para los sucesivos períodos y/o para los volúmenes a incluir en los plazos que eventualmente se extienda el plan.
b. Plazo: se extenderá hasta el año 2028 inclusive. Este plazo podrá ser ampliado por la S.E. en función de la evaluación de la situación en el mercado de gas.
c. Exportaciones: podrán ofrecerse a las empresas productoras participantes condiciones preferenciales de exportación en condición firme durante el período estacional de verano y/o de invierno, sobre la base de las estimaciones de oferta y demanda que efectúe la S.E.

Los cupos de exportación en firme del Plan Gas.Ar se asignarán, en cada cuenca, a los productores adjudicatarios conforme las siguientes pautas y de acuerdo con lo que disponga la reglamentación que establezca la Autoridad de Aplicación:
i. Un porcentaje del cupo se asignará en función de la participación del volumen total del adjudicatario (para el año calendario que corresponda) en todas las rondas del Plan en la cuenca de que se trate.
ii. Un porcentaje del cupo se distribuirá entre quienes generen el mayor descuento en precio, ponderado por volumen, en las rondas de volúmenes incrementales base y estacional de invierno, en ambos casos respecto de sus precios tope o, en su defecto, de la referencia de precio de sustitución que determine la reglamentación que establezca la Autoridad de Aplicación.

Cuando en virtud del análisis de oferta y demanda de gas natural para abastecimiento interno se determinase que una o más de las cuencas se encuentra inhabilitada para realizar exportaciones, el DIEZ POR CIENTO (10 %) del volumen total disponible para exportar de la cuenca o las cuencas habilitadas, será asignado para exportaciones a los adjudicatarios de aquella cuenca inhabilitada para exportar, conforme la reglamentación que establezca la Autoridad de Aplicación.

Esto, siempre y cuando las autoridades de aplicación de la provincia inhabilitada a exportar como de la provincia donde se produzca el gas exportado, presten conformidad con la operación de intercambio de cuenca.

Estas exportaciones se asignarán tomando en consideración el abastecimiento interno y los mejores precios de venta al mercado externo en el Punto de Ingreso al Sistema de Transporte (PIST) de los contratos de exportación.

La Secretaría de Energía podrá elevar el porcentaje referido en hasta un QUINCE POR CIENTO (15 %) en función del volumen por el que se soliciten exportaciones desde la cuenca inhabilitada y los precios establecidos en los respectivos contratos de exportación.

Ningún adjudicatario podrá exportar en cada período más del TREINTA POR CIENTO (30 %) del volumen total autorizado a exportar, o más del CINCUENTA POR CIENTO (50 %) de su compromiso de entrega en el marco del Plan, lo que resulte menor, conforme lo que determine la reglamentación que establezca la S.E.

En el caso de las Exportaciones en condición Firme Plan Gas.Ar que correspondan al período estival 2023-2024, se asignarán los Volúmenes Prioritarios Neuquina y los Volúmenes Prioritarios Austral, CUATRO (4) MMm3/d y DOS (2) MMm3/d, respectivamente, en función de la prioridad de despacho establecida en la Resolución 447/2020 de la S.E. para los Productores Adjudicados en cada una de las Cuencas que corresponda.

d. Precio mínimo de exportación: la Autoridad de Aplicación establecerá en cada oportunidad un precio mínimo que deberán respetar las autorizaciones de exportación. Dicho precio constituirá el precio comercial razonable conforme a lo dispuesto en la Ley 17.319 (de Hidrocarburos).

e. Procedimiento de oferta y demanda: los contratos particulares resultantes del esquema serán negociados mediante un mecanismo de concurso público, licitación y/o procedimiento similar, a ser diseñado por la S.E., que garantice los más altos estándares de concurrencia, igualdad, competencia y transparencia.

f. Valor agregado nacional y planes de inversión: el diseño, instrumentación y ejecución de estos programas por parte de las empresas productoras cumplirá con el principio de utilización plena y sucesiva, local, regional y nacional de las facilidades en materia de empleo, provisión directa de bienes y servicios por parte de Pymes y empresas regionales, así como de bienes, procesos y servicios de industria, tecnología y trabajo nacional.

g. Misceláneas: "se preverán otros aspectos que, a criterio de la S.E. garanticen la seguridad de abastecimiento de gas natural desde la previsibilidad de la oferta y la garantía de tarifas justas, razonables y asequibles para la demanda”.

En los considerandos del decreto 730/2022 ahora oficializado, se hace hincapié en el similar 892/20 que declaró de interés público nacional y como objetivo prioritario la promoción de la producción del gas natural argentino.

Por dicha norma se aprobó el “PLAN DE PROMOCIÓN DE LA PRODUCCIÓN DEL GAS NATURAL ARGENTINO - ESQUEMA DE OFERTA Y DEMANDA 2020-2024” (Plan Gas.Ar), que ahora se extiende hasta 2028 ,que implementó un programa de incentivo a la producción e inversión para asegurar su abastecimiento en el mediano plazo y la generación de saldos exportables de gas natural.

También se hace referencia a la Resolución 67/22 de la S.E. que declaró de Interés Público Nacional la construcción del “GASODUCTO PRESIDENTE NÉSTOR KIRCHNER” como proyecto estratégico para el desarrollo del gas natural, el que transportará gas natural con punto de partida desde las proximidades de Tratayén en Neuquén, atravesando Río Negro, La Pampa, pasando por Salliqueló en la Provincia de Buenos Aires, hasta San Jerónimo en Santa Fe, así como sus obras complementarias, y la construcción de las obras de ampliación y potenciación del Sistema Nacional de Transporte de Gas Natural.

Por la misma resolución se creó el Programa Sistema de Gasoductos “Transport.Ar Producción Nacional” , con el objetivo de: ejecutar las obras necesarias para promover el desarrollo de la producción y abastecimiento de gas natural; sustituir importaciones de GNL y de Gas Oil – Fuel Oil para abastecer la demanda prioritaria y las centrales de generación térmica, respectivamente; garantizar el abastecimiento interno, optimizar el sistema de transporte nacional; aumentar las exportaciones de gas natural a los países limítrofes, y propender a la integración gasífera regional.

La mencionada resolución aprobó el listado de obras a ejecutar en el marco del Programa Transport.Ar: a) construcción del GPNK, b) construcción del gasoducto entre las ciudades de Mercedes y Cardales en la Provincia de BUENOS AIRES; c) ampliación del Gasoducto NEUBA II: loops y plantas compresoras; d) reversión del Gasoducto Norte Etapas I y II; y e) expansión del Gasoducto Centro Oeste: distintos tramos entre las zonas Neuquén y Litoral en la Provincia de SANTA FE.

También comprende : f) ampliación de los tramos finales de gasoductos en AMBA; g) ampliación de la capacidad de transporte del GNEA por aumento de compresión; h) conexión GNEA - San Jerónimo, i) construcción de loops y compresión en Aldea Brasilera (Gasoducto Entrerriano); j) ampliación de la capacidad de transporte del Gasoducto General San Martín; k) realización de la Etapa III “Mesopotamia” del GNEA en las Provincias de Corrientes y Misiones.

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