Respuesta sobre las supuestas inconsistencias entre los precios domésticos y de exportación del gas natural argentino

Por Federico Bernal, Subsecretario de Hidrocarburos de la Nación

El 24 de abril, se publicó en Ambito una nota de carácter anónima titulada “Inconsistencias de Bernal con el precio del gas: se paga caro y se exporta regalado”

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Comienzo por destacar lo establecido por el Artículo 42 de la CONSTITUCIÓN NACIONAL: “Los consumidores y usuarios de bienes y servicios tienen derecho, en la relación de consumo, a la protección de su salud, seguridad e intereses económicos; a una información adecuada y veraz”. En consecuencia, la ciudadanía tiene el derecho a conocer los actos de gobierno con información precisa y fidedigna.

En este sentido, y en calidad de mi cargo como Subsecretario de Hidrocarburos de la Nación, me corresponde formular algunas aclaraciones y correcciones para evitar generar confusión e incertezas a los receptores de la nota.

Ámbito menciona una supuesta inconsistencia entre los precios de importación del gas natural proveniente de Bolivia de “hasta 17 dólares el millón de BTU” (USD/MMBTU), a la sazón calificados de “caros”, y los precios de exportación del fluido al centro de Chile por 7 USD/MMBTU y a Methanex por 2,85 USD/MMBTU, en comparación con los precios “para las distribuidoras locales encargadas de proveer a la industria” que triplicarían los precios anteriores. En otras palabras, se da a entender que la industria en la Argentina estaría pagando tres veces más caro el gas argentino que la industria chilena.

Ante todo, es menester contextualizar y corregir algunos valores y conceptos, dejando el tema Methanex para el final.

En relación con la importación de gas natural, las fuentes de suministro actuales son el gas proveniente de Bolivia y el GNL regasificado que ingresa al sistema desde las terminales de Escobar y Bahía Blanca. Las condiciones comerciales con YPFB (empresa estatal boliviana) son negociadas por ENARSA y, posteriormente, mediante instrucción de la Secretaría de Energía, se avanza en la firma del acuerdo definitivo.

Para el año en curso, rige en la materia lo dispuesto en la Séptima Adenda del contrato que estipula un precio determinado en base a una fórmula asociada con los precios internacionales de los combustibles líquidos y el crudo “Brent” para un volumen base de alrededor de 3 millones de metros cúbicos día en verano y 8 en invierno, y un precio incremental para volúmenes adicionales.

En la información estadística publicada en la web de la Secretaría de Energía se puede observar que, para el primer trimestre del 2023, el precio promedio de importación fue de 8,9 USD/MMBTU, prácticamente la mitad del precio informado por el articulista de Ámbito.

Respecto de las exportaciones debe aclararse que la Secretaría de Energía establece precios mínimos (los precios finales son libremente negociados entre las partes pudiendo ser incluso mayores al mínimo según la situación imperante del mercado). ¿Para qué? Para verificar que no se exporte a precios inferiores a los del mercado interno, para la misma cuenca y período.

En este sentido, para el periodo invernal (mayo - septiembre) se fijó este año un precio mínimo de 7,73 USD/MMBTU en la Cuenca Neuquina, valor muy por encima de los precios de invierno que reciben los productores en el marco del Plan Gas.Ar; mientras que para la misma cuenca, durante el periodo estival octubre 2023 - abril 2024 se aplica una fórmula que tiene en cuenta un porcentaje de la cotización del Brent, porque en verano los precios domésticos son inferiores a los 3 USD/MMBTU.

De esta manera, con la fórmula buscamos desde la Secretaría de Energía quedar “en paridad” con los precios de los energéticos que compiten en Chile con el gas argentino (fundamentalmente el GNL).

Ahora bien, el precio promedio ponderado año de todas las rondas del Plan Gas.Ar es cercano a los 3,5 USD/MMBTU. En el invierno no supera los 4,5 USD/MMBTU, mientras que en verano son de 2,9 USD/MMBTU. ¿Más caros que el 7,73 USD/MMBTU de exportación?. Estos precios surgieron de procesos licitatorios competitivos, en el marco del Plan Gas.Ar.

En este punto deseo destacar el resultado obtenido en las Rondas 4 y 5 que organizamos a finales del año pasado, mediante las cuales, logramos extender los compromisos originales del Plan Gas.Ar (que vencían en diciembre de 2024) hasta diciembre de 2028, y a su vez, adjudicar nuevos volúmenes para el llenado del Gasoducto Presidente Néstor Kirchner y reactivar las cuencas maduras.

Asimismo, logramos extender a 2028 los compromisos de volumen adjudicados en las rondas previas por 70 MMm3/d a los mismos precios adjudicados en 2020.

Para el llenado del Gasoducto Presidente Néstor Kirchner (GPNK) adjudicamos volúmenes planos por 14 MMm3/d a un precio promedio de 3,3 USD/MMBTU (17% menos respecto del precio tope del concurso) y volúmenes de pico invernal por 14 MMm3/d a un valor de 3,9 USD/MMBTU (con un descuento del 43% respecto del precio tope del concurso).

Por último, las nuevas Rondas del Plan Gas.Ar se realizaron con una visión federal y de reactivación de todas las zonas productivas, contemplando la realidad de las diferentes cuencas productivas. Hasta el momento se adjudicaron cuatro proyectos en Chubut y en Santa Cruz, y nos encontramos analizando nuevas presentaciones en Salta y en Tierra del Fuego.

Pasemos ahora al precio que paga la “industria”, entrecomillándola por el error que significa generalizar el sector productivo e industrial pequeño, mediano y grande bajo ese “término”, tal y como se hace en la nota aquí respondida.

Por una parte, debe destacarse que tenemos a los grandes usuarios industriales que, según datos operativos del ENARGAS, demandaron durante 2022 en promedio 32 millones de metros cúbicos por día (MMm3/d). Dentro de estos, 24 MMm3/d se encuentran conectados a las licenciatarias de distribución (1.659 usuarios) y el resto se conectan directamente a la transportista. Estos usuarios negocian libremente con productores o comercializadores las condiciones de su abastecimiento, entre ellas los volúmenes, los plazos de pago y, fundamentalmente, los precios del gas.

Es decir, es absolutamente errado afirmar -como se afirma en la nota- que “el Estado compra gas para industrias argentinas”. ¿Qué precios pagan esta categoría de usuarios? El precio promedio del último año móvil publicado en la Resolución 1/2018 (marzo 2022 - febrero 2023) es de 3,7 USD/MMBTU, siendo de 3,0 USD/MMBTU durante el periodo estival y 4,7 USD/MMBTU en el periodo invernal.

Estos precios, como se advierte sin hacer ninguna cuenta, se encuentran considerablemente por debajo de los precios mínimos de exportación de cuenca Neuquina (principal zona de exportación del gas argentino), así como de los precios de importación.

Sigamos contextualizando. La demanda prioritaria (principalmente usuarios residenciales y comerciales) es abastecida mediante el esquema diseñado por el Plan Gas.Ar con gas nacional, mientras que los faltantes son cubiertos por importaciones en cabeza de ENARSA.

Dentro de la demanda prioritaria se encuentra la categoría denominada Servicio General P (SGP), que contiene un grupo heterogéneo de usuarios, entre los que se encuentran cooperativas, asociaciones civiles, hospitales, y también se encuadran en tal categoría, muy pequeñas, pequeñas y medianas industrias y comercios. Se trata de las usualmente conocidas firmas identificadas con el acrónimo de PyMEs y son la base estructural de cualquier mercado interno sostenible y pujante.

Durante el 2022, el consumo de los usuarios SGP promedió los 8 MMm3/d. Asimismo, los usuarios SGP son clasificados en P1, P2, P3 según sus rangos de consumo. La cantidad de clientes en cada subcategoría es de 326.000 (P1), 32.000 (P2) y 2.900 (P3). Es decir, del total de usuarios industriales conectados a la red de distribución, un 92% son SGP, mientras que un 8% son grandes usuarios.

Llegado a este punto, recordemos el propósito de la nota de Ámbito: un funcionario (Bernal) que supuestamente estaría permitiendo que la “industria” chilena pague más barato el gas argentino que la propia “industria” argentina.

Si bien los usuarios SGP son abastecidos con gas local del Plan Gas.Ar e importaciones, abonan el precio del gas fijados en sus respectivos cuadros tarifarios. Mediante la Resolución N° 6/2023 de la Secretaría de Energía se establecieron los precios del gas vigentes a partir de marzo de este año para la demanda prioritaria.

Por otra parte, en dicha normativa se estableció “propicio otorgar un tratamiento diferencial a los usuarios del Servicio General “P”, que estén registrados y/o se registren en el referido Registro de Empresas MiPyMES, bajo la órbita de la Secretaría de Industria y Desarrollo Productivo.

De esta manera, se estima el precio promedio país del gas en tarifa para todas las MiPyMEs en 11,3 $/m3, para los usuarios P1 y P2 (no MiPyMEs) en 11,8 $/m3, y para los usuarios P3 (no MiPyMEs) en 30,1 $/m3.

Contrastemos esos precios con el precio mínimo del gas argentino que podría abonar la industria chilena. Como fuera dicho, el precio mínimo de exportación de cuenca Neuquina es de 7,73 USD/MMBTU, que valuado al tipo de cambio oficial del 26 de abril (227,5 pesos), arroja un valor de 65 $/m3.

En suma, cerca de 360.000 PyMEs, equivalentes a más del 95% de la totalidad de los usuarios industriales y comerciales que disponen de acceso al gas natural mediante conexión a las distribuidoras, pagan aproximadamente 11,5 $/m3 vs. 65$/m3 o más que paga el sector industrial y comercial chileno con acceso al mismo combustible.

Respecto del precio promedio que pagan los grandes usuarios y que como se explicó, ronda 4,7 USD/MMBTU en invierno, encontramos que el de exportación es 64% mayor.

En pocas palabras, la categoría SGP que representa a casi 360.000 empresas paga como mínimo entre un 80% (MiPyME y P1-P2) y 50% (P3) menos de lo que paga la “industria” chilena por nuestro gas.

¿Y la relación con los precios de importación? El precio promedio de gas boliviano del primer trimestre del año arroja un valor cercano a los 75 $/m3, mientras que los primeros treinta buques de GNL licitados y adjudicados para este año tienen un valor cercano a los 170 $/m3.

Es importante resaltar que todos estos precios fueron calculados al tipo de cambio del 26 de abril. Si en su lugar se utiliza el tipo de cambio promedio mayo - septiembre del REM BCRA (de 250 $ tomando la última publicación de marzo), los precios son de 71 $/m3 (exportación), 83 $/m3 (Bolivia) y 184 $/m3 (GNL). En todos los casos, prácticamente iguales o superiores que los precios domésticos.

A modo de primera conclusión, para poder responder las críticas infundadas y los datos erróneos publicados, subrayo que al comparar los precios del gas en tarifa con los precios de exportación e importación queda en evidencia, más que el buen proceder o la coherencia de un simple funcionario, una política energética (gasífera y tarifaria) que defiende y promueve una Argentina industrial y productiva, con un eje sostenido en la pequeña y mediana empresa.

En efecto, y muy a pesar de la pandemia y la crisis internacional de precios consecuencia de la guerra en Ucrania-, el sector SGP (principalmente PyME) mantuvo la cantidad de usuarios de servicio público y el consumo de gas del mismo sector registró una recuperación de más del 40% entre 2020 y 2022.

A propósito, siempre es útil recordar vinculado a este aspecto, que durante el último gobierno de Cristina Fernández de Kirchner se conectaron al servicio público de gas por redes unas 22.000 PYMEs, contra una desconexión de 13.727 durante la gestión neoliberal, la peor incorporación en un cuatrienio entre 1996 y 2019.

En solo ocho años, entre 2004 y 2011, se incorporaron 89.129 nuevos usuarios PyMES, representando el 65,8% del total de nuevos usuarios en el periodo 1996 - 2019.

Para finalizar, abordo a continuación el caso de Methanex. Una vez más resulta ineludible hacer mención al necesario y obligado contexto para entender la particularidad que caracteriza a estas exportaciones.

Como desde la Cuenca Neuquina se abastece sobre todo al centro de Chile, desde la Cuenca Austral se abastece una planta de metanol radicada en el sur del país vecino, llamada Methanex. Vale una aclaración más que pertinente: del total de las autorizaciones de exportaciones en firme para el periodo estival octubre 2023 - abril 2024, las exportaciones a Methanex representaron solamente el 12% del total.

Para el periodo invernal 2023 no se encuentran autorizadas exportaciones en firme a dicho destino. Además, sucede que el comprador del gas no es una industria, digamos convencional, sino que se trata de una excepcional. Ello por la naturaleza de la producción de metanol.

El metanol es un solvente químico que tiene diversos usos. En los últimos años, registró un salto importante de producción derivado del boom del shale gas en Estados Unidos. Por esta razón, los precios internacionales del metanol cayeron fuertemente. En el periodo estival octubre 2022 a abril 2023, YPF tenía autorización para exportar hasta 1,3 MMm3/día.

Se trata de un contrato de largo plazo que data de los años noventa y que tiene penalidades muy estrictas en caso de incumplimiento en las entregas, lo cual perjudicaría gravemente a la petrolera de bandera.

Cabe destacar, en razón de lo esgrimido anteriormente, que los precios mínimos de exportación por Cuenca Austral son menores a los establecidos para el centro de Chile, dado que el destino del gas natural en este caso es para la producción de metanol y depende de la cotización de este último producto.

Amén de esto, el precio mínimo para las exportaciones por Austral se fijó en equivalencia al que perciben los productores por las ventas en el mercado doméstico bajo el Plan Gas.Ar en la Ronda 1. De la mencionada ronda existen actualmente compromisos de entrega a la demanda prioritaria y usinas por 18,5 MMm3/d a un precio promedio de 3,4 USD/MMBTU. Dichos compromisos ya se han extendido hasta 2028 considerando los declinos de las áreas.

Vuelvo a remarcar que con las nuevas rondas logramos extender 70 MMm3/d a los mismos precios adjudicados en 2020 hasta 2028. Y para el llenado del GPNK conseguimos adjudicar volúmenes planos por 14 MMm3/d a un precio promedio de 3,3 USD/MMBTU y volúmenes de pico invernal por 14 MMm3/d a un valor de 3,9 USD/MMBTU. A mediano plazo la situación del mercado de metanol puede estabilizarse y los precios de exportación podrían subir.

Más allá de lo contractual y comercial -importantísimo detalle ignorado en la nota-, es de destacar que, en pos del resguardo del mercado doméstico en el período invernal, a partir de este 30 de abril del corriente se terminaron las exportaciones firmes hacia Methanex.

A modo de segunda conclusión, quiero expresar que, gracias a los precios competitivos de YPF y al dinamismo que muestra nuestra industria hidrocarburífera, a principios de abril pasado Methanex comunicó al ministro Sergio Massa planes de ampliación de su planta para producir más metanol, indicando que podría procesar hasta 4 MMm3/d de gas nacional.

Todo esto permite, en primer lugar, acentuar la diversificación de las exportaciones para que no recaigan todas en una sola cuenca o en una sola provincia productora, poniendo en valor y reintegrando al mapa hidrocarburífero argentino a provincias o cuencas otrora sentenciadas de inviables, como lo fueron las de Santa Cruz y la Cuenca Austral.

Las exportaciones a Methanex y su posible incremento significan entonces: mayor estímulo para inversiones en Santa Cruz y la Cuenca Austral, mayor empleo y mayores regalías provinciales, más divisas para el país y un aporte a la mejora de la balanza comercial energética, todos ellos pilares de la política energética trazada por el actual ministro de Economía de la Nación.

Considero relevante destacar que como funcionario no tengo ni tendré jamás ningún problema en explicar lo que haga falta o debatir las medidas que se cuestionen o se critiquen desde el periodismo, poniéndome a entera disposición de Ámbito o de cualquier otro medio de prensa, para contribuir a informar a los lectores sobre algo tan crucial para el desarrollo del mercado interno y del aparato productivo e industrial nacional como son los hidrocarburos y sus derivados.