La producción del fluido cayó un 7% entre enero y agosto
Petroleras medianas y pequeñas, como Sipetrol, Crown Point y PCR, se sumaron al nuevo régimen de precios lanzado por el Gobierno para incentivar la inversión. El Ejecutivo trabaja, a su vez, en el Plan Gas II.
Aunque en una primera etapa captó el interés de grandes productores como YPF, Total, Pan American Energy (PAE) y Wintershall, en el último mes el Programa de Estímulo a la Inyección Excedente de Gas –conocido en la industria como “Plan Gas”–, lanzado a principios de año por el Gobierno, logró incluir también a medianas y pequeñas petroleras, que en una primera etapa se mostraban reacias a participar de la iniciativa.
El programa triplica el precio del gas en boca de pozo para la nueva oferta adicional del hidrocarburo –fijó un valor de venta de u$s 7,50 por millón de BTU, contra los u$s 2,50 que recibían las empresas–, pero a la par fijó fuertes penalidades para las compañías que no mejoren su oferta gasífera. La cláusula de “Deliver or pay” estableció que las petroleras que no alcancen los objetivos de producción prometidos deberán importar a precio de LNG –cerca de u$s 17 por MMBTU– el volumen de gas faltante.
En un principio, ese inciso espantó a varias empresas. Pero con el transcurso de los meses, varias petroleras se sumaron al poker inicial firmante. En mayo fueron la china Sinopec y la local Roch –del empresario Ricardo Chacra– las que se incorporaron. Y el último mes se sumaron Sipetrol –la filial nacional de la estatal chilena Enap–, Petroquímica Comodoro Rivadavia (PCR) y otras tres compañías independientes, Crown Point, Desarrollos Ganaderos y Petroleros, y Cepsa San Enrique. Así lo confirmaron a El Inversor Energético & Minero fuentes empresariales y públicas.
A principios de octubre, las empresas presentaron una batería de proyectos gasíferos que ahora deberán ser analizados por la Comisión de Planificación y Coordinación Estratégica del Plan Nacional de Inversiones Hidrocarburíferas, que preside el viceministro de Economía, Axel Kicillof. “Existen proyectos que recuperaron su rentabilidad a partir del precio fijado por el Plan Gas. Ahora la Comisión debe decidir si aprueba las iniciativas presentadas”, explicó a este medio un alto directivo de las petroleras involucradas.
Desde la Secretaría de Energía señalaron que este año el Plan Gas demandará erogaciones estatales por u$s 1.400 millones. La mayor parte será recaudada por Total (el mayor productor de gas), YPF (el segundo) y PAE. “En octubre cobramos lo facturado por la venta de gas en julio. Es decir, estamos cobrando con una demora de 90 días, lo cual es un buen plazo de tiempo”, destacaron desde una de esas compañías. “Restan ajustar algunas cuestiones, como el tipo de cambio de referencia para cancelar las operaciones (se paga a la cotización del día de inyección en la red), pero por lo general el programa está funcionando bien”, agregó.
Gas Plus II
La oferta de gas cayó un 7,5% entre enero y julio de este año, y se convirtió en la obsesión de los funcionarios del área energética, cada vez más preocupados por el descenso de extracción local y la fenomenal expansión de las importaciones desde Bolivia y de LNG por barco.
La Comisión no logró incluir dentro del Plan Gas a importantes productores gasíferos como Petrobras, Pluspetrol, Apache y Tecpetrol. Por eso, funcionarios de la Secretaría de Energía están preparando nuevos incentivos económicos para estimular la inversión de esas compañías.
“Se está empezando a estudiar algún esquema para incentivar la producción de gas de las empresas que quedaron fuera del Plan Gas”, explicaron en la Secretaría de Energía. La idea sobre la que se trabaja gira en torno a replicar, con algunas modificaciones significativas, el modelo inaugurado por el programa Gas Plus, que habilita a las empresas a vender más cara la nueva producción de gas. El Plan Gas II –según la denominación elegida en Energía– se montará, conceptualmente, sobre ese esquema, pero buscará agilizar su funcionamiento y ganar masividad.
El Gas Plus se mueve en el ámbito de los privados. Su metodología establece que, una vez que Energía certifica que la oferta proviene de un nuevo desarrollo productivo, la petrolera beneficiada debe encontrar un comprador privado –por lo general, un usuario industrial– para ese recurso. La iniciativa que está en estudio apunta, en cambio, a que el Gobierno sea el comprador –a través de Cammesa– de esa producción adicional de gas.
“Se están estudiando las posibilidades. Lo complejo es discriminar, a la hora de remunerar, qué gas exige mejores precios para ser producido y cuál no. No queremos que nos pasen elefantes por entre las piernas”, graficó un funcionario del Ministerio de Planificación. Con todo, de las fuentes de Gobierno consultadas se desprende que antes de fin de año se publicará una nueva resolución de la Comisión que explicitará nuevas condiciones de compra-venta de gas. ›|‹