En la Secretaría de Energía festejaron la realización de las subastas de gas, el primer paso del programa de estímulo que lanzó el Gobierno para reactivar la producción, evitar el declino de los pozos gasíferos y sustituir importaciones. Sin embargo, hubo dos hechos llamativos que tendrán impacto en las arcas fiscales: casi no hubo ofertas adicionales de gas para el invierno, el período de mayor demanda, e YPF, la empresa con control estatal, fue la que ofreció el mayor precio producto de la caída en la producción de sus pozos.

El consumo de gas es extremadamente estacional: desde mediados de mayo a mitad de agosto, la demanda llega a duplicarse (la residencial se quintuplica). Por eso se dice que en verano «sobra gas» y en invierno hay que abastecer los picos con importaciones. El problema es que, con las tarifas congeladas desde abril de 2019, la producción de gas cayó alrededor del 8% y escasea la oferta para el próximo invierno.

Es por eso que la Secretaría de Energía diseñó el Plan Gas de forma tal de ofertar 70 millones de metros cúbicos por día (m3/d) durante todo el año y un adicional de por lo menos 15 millones de m3/d para los meses más fríos. Sin embargo, recibió ofertas de 16 petroleras por 67,9 millones de m3/d y apenas 3,6 millones de m3/d adicionales para el invierno, proveniente de tres empresas (Tecpetrol, Pampa Energía y Total Austral).

La segunda curiosidad es que YPF no amplió su oferta para el invierno: ofreció casi 21 millones de m3/d para todo el año a un precio promedio de US$3,66 el millón de BTU (medida inglesa que se utiliza en el sector), muy cerca del tope de US$3,70 que había fijado el Gobierno. Es cierto que fue quién más ofertó, con casi el 30% del total.

«No se sabe si el Estado usa a YPF como un instrumento de política, o si YPF usa al Estado. La pregunta acá es quién instruye a quién», opinó el consultor Luciano Caratori, quien advirtió con preocupación que no se hayan recibido más ofertas de gas en el período invernal.

En la petrolera explicaron que el precio de su oferta se debe a que hace un año y medio no invierten en pozos de gas y estaban con un declino importante de su producción. «Para ofertar todo el volumen que ofrecimos, tenemos que reactivar prácticamente todos nuestros yacimientos, donde tenemos una dispersión grande en cuanto a conocimiento. YPF podría haber ofrecido menores precios, pero con menores volúmenes», indicaron en la compañía, y señalaron que para la próxima subasta podrán participar con valores menores.

La complicación para las empresas fue que el lanzamiento del Plan Gas se atrasó con los cambios en la Secretaría de Energía y eso generó que la mayoría no llegara a suministrar el gas para mayo próximo, como fijan los contratos. «El programa es bueno, recoge muchos aprendizajes de planes anteriores, como salir a subastar lo que se necesita, establecer un precio incremental para la demanda estacional y cerrar los contratos en firmes. Pero si se hubiera logrado hacer las licitaciones en septiembre, tal vez daba más tiempo para que las compañías pudieran ofertar más gas», dijeron en YPF.

Con estos valores, la Secretaría de Energía planea establecer contratos en dólares para los próximos cuatro años, lo que le dará certidumbre de inversión a las empresas. Como referencia, las tarifas residenciales reflejan un valor de US$2,30 el millón de BTU, que era US$4,50 en abril de 2019, antes de congelar el precio del servicio.

El objetivo del Gobierno es que los usuarios sigan pagando los US$2,30, y, por lo tanto, se actualizarían las boletas por la devaluación esperada el año próximo (alrededor de 30%). La diferencia entre ese valor y el precio promedio de las subastas las aportará el Tesoro a través de subsidios. Este costo implicará un gasto fiscal en el próximo año de alrededor US$600 millones, según la cartera de Energía.

Adicionalmente, también se incrementará el precio que pagará Cammesa, la compañía con control estatal encargada del despacho eléctrico, por la compra de gas para abastecer a las usinas eléctricas. Si se suma este gasto incremental, los subsidios que destinará el Estado subirán a alrededor de US$1500 millones. Si la moneda sufre una devaluación más brusca y los usuarios residenciales terminan pagando un valor menor a los US$2,30, las transferencias del Tesoro podrían ser aún mayores.

«Se diseñó un plan con un precio suficientemente atractivo en el que las empresas pueden subastar hasta el 70% de lo que están produciendo y las ofertas quedaron cortas en invierno, que era el principal objetivo de este programa: sustituir importaciones. Muchos productores no creen que le vayan a pagar o, posiblemente, que el precio tope que se estableció no sea lo suficiente para compensar otros riesgos que ve el sector», dijo Caratori, exfuncionario de Energía durante el gobierno anterior.

Para el consultor, otro de los factores que pudo haber jugado en contra fue el de anticipar, mientras se diseñaban las ofertas, que el Gobierno prepara una nueva ley de hidrocarburos que establecerá condiciones especiales. «Eso implica que por cada dólar que entierres, vas a tener mejores resultados. ¿Era necesario introducir un nuevo factor de esperar y ver? Fue una mala idea y generó un problema de manejo de expectativas que es importante», opinó.

La preocupación que se abre ahora para la Secretaría de Energía será la de buscar cómo abastecer la demanda de invierno. Las dos opciones que tiene es la de traer de nuevo el buque regasificador a Bahía Blanca o negociar un incremento de las importaciones del gas de Bolivia.

Este año vence la adenda al contrato de provisión de gas vigente con Bolivia que firmó el gobierno anterior, por el cual se importaban 18 millones de m3/d entre junio y agosto. El Gobierno deberá comenzar a negociar un nuevo acuerdo desde una posición más débil, ya que el resto de los oferentes sabe que a la Argentina le faltará gas en invierno, justo antes de una elección legislativa.