Energía prepara resoluciones para el gas de Vaca Muerta y la provisión del fluído en el próximo invierno

Con la atención puesta en las cuentas fiscales y en las elecciones presidenciales de este año, el secretario de Energía, Gustavo Lopetegui, deberá resolver en los próximos días varias cuestiones referidas a la política de promoción de inversiones en el sector gasífero y a las tarifas que pagarán los usuarios por el suministro del fluído en el próximo invierno.

Lopetegui asumió el cargo formalmente hace pocas semanas, pero venía monitoreando lo que ocurría en el sector energético desde la gestión de Juan José Aranguren en el ex ministerio (MINEM),  sucedido por Javier Iguacel en la devenida Secretaría, ya dependiente del ministerio de Hacienda a cargo de Nicolás Dujovne.

Los cambios, de hombres y de rango, tienen como trasfondo la (inesperada ?) megadevaluación del peso ocurrida en la primera mitad de 2018, que también se llevó puestos a Federico Sturzenegger y a Nicolás Caputo.

En el nuevo contexto de un dólar en torno a los 40 pesos, con una inflación galopante, y con el gobierno acudiendo al FMI,  buena parte del diseño de precios que se había dispuesto para el rubro energético esta en revisión. Y en eso está Lopetegui, de llegada directa al presidente Mauricio Macri.

Por ello encaró hace varias semanas la revisión de la resolución 46/2017 que establece un programa de estímulo hasta el año 2021 para las inversiones en desarrollos de producción de gas natural proveniente de reservorios no convencionales (tight gas y shale gas) de la Cuenca Neuquina.

Una suerte de seguro de precios a cargo del Estado Nacional para las empresas productoras, que fue de 7,50 dólares por millón de BTU el año pasado y debería ser de 7 dólares este año, 6,50 en 2020 y 6 dólares en 2021, para todos los proyectos incorporados al programa y por toda la nueva producción de gas.

Los cálculos daban para el 2019 un monto a erogar del orden de los 1.250 millones de dólares considerando los proyectos ya incorporados y otros ocho que estuvieron en evaluación, y en condiciones de sumarse al esquema.

FMI mediante, el recorte de gastos previstos en el Presupuesto 2019 para una serie de programas también incluye a este gasífero, y asigna recursos por un total de 700 millones de dólares.

El criterio de asignación, en cuanto al nivel de precios subsidiados, proyectos alcanzados, y producción comprendida, deberá dar lugar a una reformulación de la resolución 46 ajustada a la nueva realidad, pero tal objetivo aún no se alcanzó por  desacuerdos con, y entre, las empresas. YPF, PAE, Tecpetrol, Total, Pampa Energía, son principales protagonistas de esta trama.

Consultadas por Energía y Negocios,  fuentes de la Secretaría indicaron que “no hay plazos” para definir,  aunque admitiendo que una decisión sobre este tema no puede extenderse demasiado.

En las últimas semanas circulan versiones en el ámbito energético según las cuales la Secretaría esta dispuesta a incorporar al programa ocho proyectos para el desarrollo de gas presentados el año pasado, con lo cual los comprendidos sumarán un total de 16.

En cuanto a la garantía de precios al productor, ya no representaría entre 3 y 4 dólares por MBTU (diferencia entre el precio al que vende el gas en el mercado y el precio garantizado por el gobierno) sino que se optaría por pagar un monto fijo adicional de 2,50 dólares este año, 2,25 en el 2020 y 2 dólares en el 2021.

Este precio estaría garantizado soló para los niveles de producción proyectados en la primera declaración de las empresas, o los declarados hasta diciembre de 2018, y los montos resultantes se pagarían 70 por ciento en 2019 y 30 por ciento en el 2021, en dólares y sin intereses, indicaron fuentes empresarias.

Pero este esquema no es compartido por todas las empresas interesadas,  lo que explica que Energía aún no haya dictado la resolución respectiva, procurando evitar controversias legales por los cambios en ciernes, no desalentar inversiones en el rubro, incrementar producción para el mercado doméstico, y favorecer exportaciones de gas a nivel regional.

Mientras tanto, tampoco esta resuelto el criterio que Energía seguirá para pagar, a partir de este año, la deuda acumulada con las empresas beneficiarias del Plan Gas por los años 2016 y 2017.

TARIFAS

Por otro carril esta planteada la controversia entre las empresas productoras y las distribuidoras de gas a nivel residencial referida al esquema de comercialización del fluído, lo que incide en las tarifas por el servicio.

Energía anunció su intención de activar a mediados de febrero el mecanismo de licitación para la compra-venta del gas a través del mercado eléctrónico (MEGSA), cuestión que, de concretarse,  se supone resultará en precios más competitivos, a la baja.

En este tema, subsiste una fuerte diferencia (económica y financiera) entre las productoras y las distribuidoras y comercializadoras respecto de los plazos de pagos del gas, que actualmente es de 75 días desde la entrega. Las productoras aspiran a cobrar  a 30 días.

Todos los actores, incluída Energía, recuerdan lo ocurrido el año pasado cuando, producto de la devaluación, las distribuidoras veían acrecentar su deuda en pesos por las diferencias diarias acumuladas con las productoras, que cotizan el gas en dólares.

Energía pretendió cobrar tal diferencia a los usuarios en 24 cuotas mensuales, lo que generó el rechazo de éstos y derivó en la decisión de Hacienda de pagar a las productoras con fondos del Tesoro.

Productoras y distribuidoras discutieron conjuntamente este tema hasta el viernes último, y no hubo acuerdo. También subsisten dudas acerca de cuál es el tipo de cambio  que Energía decida aplicar para calcular los montos a pagar por este gas.

Acerca de esto, se espera que Energía emita una resolución también en los próximos días, antes de la licitación vía MEGSA, cuya realización incluso fue puesta en duda por algunas de las empresas del rubro.

Las alternativas, indicaron, podrían contemplar una postergación de este mecanismo y el mantenimiento del actual esquema de acuerdos contractuales entre privados.

Sea como fuere, Energía analiza además la convocatoria hacia finales de febrero o principios de marzo de una audiencia pública para considerar la actualización tarifaria del gas por los servicios de Valor Agregado de Distribución (VAD) y el transporte del fluído hasta los puntos de consumo. Los nuevos valores regirán desde el 1 de abril próximo.

Estos valores, adicionales al Valor Gas que figura en las facturas, se actualizan en forma semestral de acuerdo con la variación del Indice de Precios Industriales Mayoristas (IPIM) , que en el último semestre ronda el 20 por ciento.

También en el contexto devaluatorio, en octubre de 2018 dicho índice arrojó un incremento de 35 por ciento, pero en ése momento el Enargas autorizó el traslado a tarifas de 19,5 por ciento.