El 15 de diciembre de 2020 el gobierno nacional publicó el resultado de la licitación para el abastecimiento de gas natural con destino a usuarios abastecidos por distribuidoras y a usinas en el marco del nuevo “Plan de estímulo a la producción de gas – esquema 2020- 2024-” conocido como Plan Gas 4.
En ocasión del anuncio de la licitación el IAE Mosconi emitió, el 9 de octubre 2020 el comunicado “La inclusión del Nuevo Plan Gas 4 en el presupuesto 2021 requiere aclaración por parte del gobierno nacional”, en el cual se puso énfasis en la indeterminación del costo fiscal de la medida y realizó una serie de recomendaciones que, a la luz de los resultados, lamentablemente no han sido consideradas.
Los resultados
En relación con los resultados de la licitación, el volumen a ser asignado era de 70 millones de m3 de gas diario hasta el año 2024 a un precio PIST[1] de referencia de USD 3.70 por millón de BTU.
Se recibieron ofertas que cubrieron el 97% del volumen a licitar por 67.82 MMm3/día, lo que aseguró que todas las ofertas recibidas fueran aceptadas. El 27% del volumen ofertado tiene origen en la cuenca Austral (18.53 MMm3/día), mientras el 73% restante (49.29MMm3/día) llegará desde la cuenca Neuquina.
Las ofertas de seis empresas explican el 89% del volumen ofertado, cuyos precios oscilaron entre los USD/MMBTU 3.5 y 3.66. YPF fue la empresa que mayor volumen aportó: 31% del total a USD 3.66, el mayor precio de la compulsa.
Con esta configuración de volúmenes y precios, el precio promedio ponderado total de la licitación fue de USD/MMBTU 3.54 explicado por un precio de USD 3.44 de la cuenca Austral y de USD3.57 de la cuenca neuquina.
Por lo tanto, el resultado de la licitación representa un aumento del 30% del precio del gas en dólares para los usuarios residenciales/comerciales abastecidos por las distribuidoras de gas natural y de un aumento del 60% del precio del gas con destino a usinas respecto a los precios que se pagan actualmente.
Los precios pactados por el Gobierno con las empresas se ubican alrededor de un 60% por arriba del precio internacional, estimado en 2,5 US$/ MMBTU en HENRY HUB, un centro de distribución en el sistema de tuberías de gas natural en Erath, Louisiana (Estados Unidos).
En síntesis, durante 2021 se subsidiará casi el 70% de la producción local de gas natural, sin discriminación alguna entre producción convencional o no convencional.
En relación con el precio del gas son varias las consideraciones que desgrana el IAE Mosconi:
• Llama la atención, que de la compulsa de precios no participaron los actores de conforman la demanda a ser abastecida: Distribuidoras y Usinas –en este caso representadas por la empresa CAMMESA – y se evitó el ámbito del Mercado Electrónico de Gas, donde hasta el momento se han realizado las subastas con el marco de transparencia que ofrece la Bolsa de Comercio de Buenos Aires.
• La escasa dispersión de precios de las ofertas y la falta de participación de la demanda abren dudas sobre los márgenes de competencia de la compulsa realizada, que fija el precio del gas en los próximo 4 (cuatro) años. Por lo tanto, proponemos se solicite a la Comisión Nacional de Defensa de la Competencia que analice el diseño, resultados y condiciones de competencia de la licitación realizada.
• El PG4 se trata del quinto plan de promoción a la producción de gas en los últimos ocho años y repite el mismo error de sus antecesores: fija precio de referencia sin “gestión de costos”. Es decir, no existe análisis técnico, por lo menos de carácter público, que respalde la decisión de fijar precios mínimos o sostén, que en este caso fue de USD/MMBTU 3.70, pero que en versiones anteriores alcanzó los USD 7.5 por unidad térmica.
• En línea con lo anterior el diseño e implementación de este plan nunca fue objeto de una consulta pública abierta, ni fueron presentados los documentos técnicos que respaldaran las estimaciones de beneficios esperados de este plan.
• La falta de una política tarifaria hace que el efecto total del aumento del precio del gas natural en la tarifa final de los usuarios de energía eléctrica y gas natural sea incierto. Mas aún si consideramos que los aumentos previstos para marzo/abril de 2021, impactarían en las tarifas en medio del calendario electoral.
• La contracara de lo anterior es el incierto costo fiscal de esta medida para 2021-2024. En este punto la información que surge de fuentes oficiales es disímil y contradictoria. Si vemos la asignación en el Presupuesto Nacional, este Plan recibe poco más de USD 200 millones. Sin embargo, Presidencia de la Nación informó un costo fiscal de USD 1.491, mientras que en las últimas semanas las cifras informadas por funcionarios del área energética oscilan entre los USD 600 y los USD 800 millones por año.
• A diferencia de sus antecesores, el PG4 no intenta incrementar la producción local y no logró obtener ofertas adicionales para abastecer el próximo invierno 2021, por lo tanto, no se alcanzó uno de los objetivos promocionados como beneficios de esta medida: el ahorro de importaciones y de las divisas asociadas a estas operaciones. ¿Cómo se abastecerá la demanda prioritaria el próximo invierno?, ¿Cuál será el costo? ¿Cómo quedan los beneficios de este plan en vistas a los resultados obtenidos?, son preguntas que todavía no encuentran respuesta.
• En vistas a los resultados obtenidos, el PG4 presenta a YPF como la gran beneficiada. La empresa logró asegurar por cuatro años la venta del 50% de su producción de gas natural a cambio de un precio 35% superior al precio promedio vigente. Quizás estamos en presencia de un nuevo mecanismo indirecto de “auxilio” a la delicada situación económico/financiera de la principal petrolera argentina, que está en línea con el destino de una parte de la recaudación del impuesto a la riqueza, o la recomposición del precio de los combustibles líquidos en el mercado interno
P/BN/Instituto Argentino de Energía Gral. Mosconi/CC/rp.
