Source: http://oetec.org/nota.php?id=3276&area=14
Timestamp: 2018-06-21 08:31:05+00:00

Document:
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08-06-2018 | El Plan Gas de la actual administración quedó definido por la Resolución E-46, de marzo de 2017, su reglamentación a través de la Resolución 419, de noviembre del mismo año y, finalmente, la Resolución 447-E de igual mes. (1) En conjunto, se trata de una muy seria marcha atrás respecto del exitoso Plan Gas de 2012, exitoso según dejaron sentado las propias petroleras en las dos primeras audiencias públicas del gas (septiembre de 2016 y marzo de 2017). Creemos que la comparación resulta pertinente para entender lo que sucederá este año en materia de gas natural, el destino excluyente de la mayor producción, los nuevos actores, los ganadores, los perdedores y la masiva reapertura exportadora, en un contexto de mercado interno abastecido en lugar de progresivamente autoabastecido.
Fuente: Elaboración OETEC en base a datos del Ministerio de Energía y del ENARGAS. La demanda entre 1996 y 2002 creció 6% (aunque en realidad entre 2000 y 2002 cayó un 10%). El aumento de la producción a partir de 1996 tuvo fines netamente exportadores, con las ventas de gas a Chile y Uruguay disparando un 145.246%. La historia vuelve a repetirse…
Listamos a continuación las principales diferencias encontradas respecto del Plan Gas ejecutado entre 2012 y 2015 (PG-1215):
a) Premia los nuevos proyectos y castiga los grandes, los más importantes, los heredados y los que sostienen y han sostenido la producción a escala nacional. En este sentido, otorga precios diferenciales a concesiones que hayan tenido una producción menor a 500.000 metros cúbicos por día entre julio de 2016 y junio de 2017. Este límite excluye los principales desarrollos, ya que las concesiones con una producción igual o superior a 500.000 metros cúbicos por día sólo recibirán la compensación para el gas nuevo (oferta incremental) por encima de esa producción. (2) Es decir, se trata de un estímulo no a la mayor producción, sino a inversiones en desarrollos no convencionales que apunten a una determinada producción media anual (ver punto e). Si esa producción es mantenida inalterable entre uno y otro año, seguirán siendo acreedores del premio.
El PG-1215, en cambio, premiaba la nueva producción para todos los proyectos que se comprometieran a incrementar los volúmenes totales inyectados en el mercado interno sobre un volumen base previamente establecido.
b) Se limita al gas no convencional (shale), esto es, no reconoce mejoras para el gas convencional ni el gas asociado. La provincia beneficiada casi con exclusividad es Neuquén. A las restantes, salvo excepciones puntuales, inviabilidad.
El PG-1215 se dirigía al gas natural sin importar el tipo de formación geológica que lo contuviera.
c) Se concentra en las cuencas Neuquina y Austral, específicamente en formaciones geológicas no convencionales (ejemplo, Vaca Muerta).
El PG-1215 se aplicaba a todas las cuencas productivas.
d) No se prioriza el autoabastecimiento ni una mayor inyección a nivel mercado interno como requisitos para acceder a la compensación.
El PG-1215 era taxativo sobre las prioridades de la nueva producción, la cual debía contribuir al "autoabastecimiento nacional de hidrocarburos, a través del incremento en la producción gasífera y su inyección en el mercado interno, generando asimismo mayores niveles de actividad, inversión y empleo en el sector".
e) En calidad de compromisos de inversión y no cumplimentación de objetivos, el nuevo programa no considerará "aquellas concesiones que en su plan de inversión no alcancen una producción media anual, en cualquier período consecutivo de DOCE meses antes del 31 de diciembre de 2019, igual o superior a QUINIENTOS MIL (500.000) metros cúbicos por día… En caso de que una Concesión Incluida no alcanzare el nivel de producción previsto en el párrafo precedente, la empresa deberá reintegrar los montos de compensación recibidos durante la vigencia del presente Programa…". En pocas palabras, el único compromiso de inversión por parte de las empresas para acceder a la compensación es alcanzar una producción anual igual o mayor a 500.000 m3 diarios.
En cuanto a los compromisos de inversión establecidos por el PG-1215, se debe recordar que existía, en el marco del Decreto 1.277, la Comisión de Planificación y Coordinación Estratégica del Plan Nacional de Inversiones Hidrocarburíferas. En efecto, se establecía en la normativa que "Cumplidos los requerimientos que hubiere efectuado, la Comisión evaluará el proyecto de que se trate, considerando la situación particular de cada empresa, y si a su criterio dicho Proyecto contribuye al autoabastecimiento nacional de hidrocarburos, a través del incremento en la producción gasífera y su inyección en el mercado interno, generando asimismo mayores niveles de actividad, inversión y empleo en el sector, podrá otorgar el beneficio instituido por la presente incorporando a la empresa beneficiaria al Programa de Estímulo a la Inyección Excedente de Gas Natural".
En relación a la compensación de los volúmenes prometidos, pero eventualmente no alcanzados, el PG-1215 proponía hacerlo través de la importación de GNL o el pago al Estado Nacional de la diferencia entre el Precio de Importación del GNL previo al momento en que se registró el faltante y el Precio de la Inyección Excedente.
f) El premio o la compensación parte del "Precio Mínimo: (i) 7,50 USD/MMBTU para el año calendario 2018, (ii) 7,00 USD/MMBTU para el año calendario 2019, (iii) 6,50 USD/MMBTU para el año calendario 2020, (iv) 6,00 USD/MMBTU para el año calendario 2021". A dicho precio, multiplicado por la "Producción Incluida", debe restarse el "Precio Efectivo", que obedece al "precio promedio mensual ponderado por volumen del total de ventas de gas natural en la República Argentina". (3) Es decir, se resta al precio mínimo el precio de venta del gas a las distribuidoras. La diferencia es la compensación otorgada por el Ministerio de Energía.
El PG-1215 premiaba con 7,5 USD/MMBTU a todo el volumen que superara la Inyección Base Ajustada. Dado que, por ejemplo, en 2015 el precio de venta promedio fue de US$ 2,84 por millón de BTU (en 2014 fue de US$ 2,75 por millón de BTU), la compensación era mucho mayor que la actual, esto es, mayor estímulo. Ahora, al elevar artificialmente el precio de venta promedio (incremento de los nuevos precios del gas en el PIST desde diciembre a la fecha), el estímulo entre la compensación del Plan Gas y el precio de venta es menor. Esto explicó, en parte, la declinación (no inversión) en 2016 y 2017. Y explicó también, y esto es clave, la necesidad de vender la producción derivada de este Plan al extranjero, desde que es bajo su promesa que se han verificado las únicas inversiones genuinas de la era Macri.
g) Destino de exportación. Los requisitos del Plan Gas de 2018 para acceder a las compensaciones omiten, como ya se dijo, el autoabastecimiento y la satisfacción de una demanda interna en crecimiento. Se cumple así con el reclamo de las empresas, establecido oficialmente en el Decreto 962 que autoriza la exportación ilimitada de la producción, siempre y cuando el mercado interno estuviese abastecido. (4) Como señalamos oportunamente desde OETEC, un mercado interno puede estar convenientemente abastecido también vía importaciones. Asimismo, puesto que es sabido que la demanda local no mejorará o, en el mejor de los escenarios, exhibirá un muy pobre crecimiento -nos remitimos a los datos de la realidad-, las empresas se asegurarán siempre importantes excedentes. No extraña entonces que poco o nada se haya hecho o se esté haciendo en nuevos gasoductos troncales. (5)
Pero con un agravante. Como el precio base sobre el que se calcula la compensación, y que se resta a los 7,5 USD/MMBTU fijados en este programa, es el doméstico, (6) si el gas se exporta la empresa recibirá la compensación, más el precio de exportación que será mayor al doméstico. Ejemplo: 7,5 - 4,345 (promedio para el primer cuatrimestre de 2018) = 3,15 dólares por la compensación. Si vende al mercado interno a nivel distribuidoras, recibe 4,32 (valor a abril) + 3,15 de la compensación. Total 7,5. Pero si vende a Chile, por ejemplo, a 10 dólares puesto en frontera, seguirá percibiendo la compensación basada en el precio de venta en la Argentina. En este caso, el total percibido será 10 + 3,15 del programa de estímulo. En suma: mercado interno 7,5 USD/MMBTU vs Chile 13,15 USD/MMBTU. ¿A quién conviene vender? ¿Al mercado interno a Chile? Si este razonamiento es equivocado, que Aranguren asegure que el precio de exportación puesto en frontera (descontados los gastos, impuestos y costos) no podrá nunca ser superior al Precio Mínimo según la escala definida.
En tiempos de PG-1215, estaba vigente la Ley de Emergencia. El Estado controlaba la exportación, fijaba volúmenes de despacho y regulaba/fijaba el precio, por ende, resultaba lógico que compensara a las productoras comprometidas en la satisfacción de una demanda en crecimiento y con objetivos de autoabastecimiento. Ahora, el precio está liberado, los volúmenes de despacho también; igual para las exportaciones, ilimitadas y sin compromiso de reimportación. No obstante, el Estado argentino sigue inyectando dinero a las productoras. ¿Por qué? ¿A cambio de qué? ¿Qué condición pone? De las resoluciones del Plan Gas macrista únicamente aparece como condición para acceder al programa de estímulo lo explicado en el punto e de este informe. Este vació, que en realidad es jurídico, es más que serio.
Sintetizando, se trata de un programa restringido a la Cuenca Neuquina, desde que en la Austral solamente hay una única área no convencional desarrollada a la fecha (ver bibliografía). Por otra parte, se limita al gas no convencional, dejando en el olvido a los proyectos convencionales, esto es, a la inmensa mayoría de las provincias hidrocarburíferas.
Otro de los grandes retrocesos viene dado porque las empresas reciben el subsidio independientemente de que sus proyectos aseguren producciones en ascenso (se eliminó la "producción base ajustada"). Es decir, la obligación de inyectar mayores excedentes ejercicio tras ejercicio para todo proyecto nuevo dejó de ser requisito, salvo para los yacimientos con un volumen superior o igual a los 500.000 metros cúbicos y que, en realidad, es un castigo para los grandes proyectos ya que no contempla la curva de declino de los mismos (como sí hacía el PG-1215). (7) Un esquema, por cierto, que promueve una explotación irracional al hacer anti-económico la etapa en la que los yacimientos comienzan su natural declinación.
Finalmente, los compromisos de mayores inversiones -que también dejaron ser requisito- se desligaron del autoabastecimiento, término directamente anulado de las resoluciones ministeriales del Plan Gas macrista.
Fuente: Diario Río Negro, 3 de mayo de 2018.
¿A qué apunta todo esto? A reeditar las ganancias extraordinarias que las petroleras tuvieron durante la segunda mitad de los noventa y hasta 2002, período de total desregulación en el cual se verificó una producción en ascenso, un mercado interno estancado o cuasi estancado en su demanda y una fuerte desaceleración en la tasa de expansión del servicio público de gas por redes, todo conducente a volcar los enormes excedentes a las naciones vecinas, sobre todo a Chile, a un precio mucho mayor al comercializado internamente, pero manteniendo la compensación de este programa de estímulo.
Fuente: Elaboración OETEC en base a ENARGAS, Datos Operativos. En 2017 se incorporaron 88.602 usuarios nuevos a este servicio. Es el peor registro desde 2002, y el segundo más bajo desde 1993.
Hasta ahora, dos yacimientos -propiedad de la empresa Tecpetrol y de Compañía General de Combustibles- han rendido sus frutos bajo el Plan Gas macrista. Dos años y medio de tarifazo y de sufrimiento del pueblo argentino para un negocio de Techint y del señor Eduardo Eurnekian. Mientras tanto, YPF perdiendo cada vez más terreno y protagonismo.
(1) Originalmente, el Plan Gas macrista se había restringido a la Cuenca Neuquina. Luego, a través de la Resolución 447-E, se extendió a la Cuenca Austral responsable del 24% de la producción nacional de gas (produce menos de la mitad de lo producido por la Neuquina).
(2) Resolución 46-E/2017
(3) Resolución 46-E/2017
(4) Cabe recordar que en enero de 2017 se eliminaron las retenciones a las exportaciones de gas natural establecidas por la Ley 26.732.
(5) Ejemplos de obras con retrasos o paralizadas: GNEA, Gasoducto Regional Centro II, el Sistema Cordillerano/Patagónico, el Gasoducto Cordillerano y el Gasoducto de la Costa, con más de un año de demora. Por otra parte, la incertidumbre con el Programa Integral de Gasoductos Troncales de Córdoba es total; ni que hablar con las obras necesarias para satisfacer la demanda insatisfecha de las provincias de Mendoza, Neuquén, Río Negro, San Luis, San Juan, La Rioja, Buenos Aires, etc.; tampoco habrá de mejorar la situación económica de millones de PyMES y hogares afectados por el modelo económico. A propósito, la frase del ministro pronunciada a comienzos de febrero de 2018, registrada por el Diario Río Negro: "Hoy el problema no es ni precios, ni producción. El problema es de demanda en la Argentina, especialmente la demanda diferencial que existe entre verano e invierno y para eso tenemos que trabajar juntos para poder generar mejores oportunidades de desarrollo de mercado para la Argentina". Lo único que en este sentido aseguró el ministerio a las petroleras es la exportación ilimitada. En fin, en lugar de reducir las importaciones, dar mayor participación a la termoelectricidad (utiliza gas), concretar de una buena vez los tramos paralizados del GNEA y revitalizar el consumo industrial y residencial, en lugar de ello, la única solución para colocar el excedente son exportaciones como en los noventa. Reiteramos, esta es, por ahora, la única propuesta que garantiza el ministerio y que ya dispone de propia normativa.
(6) "Que a los efectos del cálculo de las compensaciones previstas en el Programa, se establece un valor mínimo para remunerar la producción de gas natural proveniente de reservorios no convencionales, al que se le restará el precio efectivo, calculado en función del precio de venta correspondiente a la producción de gas".
(7) En los considerandos de la Resolución 1 de 2013 se lee: "Que a efecto de dar cumplimiento a lo enunciado precedentemente, resulta conveniente la implementación de un "Programa de Estímulo a la Inyección Excedente de Gas Natural", a través del incremento del precio de Gas Natural inyectado al mercado interno por encima de la Inyección Base de cada empresa -ajustada a una tasa de declino anual a determinar en cada caso-, a la suma de 7,5 Dólares Estadounidenses por millón de BTU".
Resolución 1 - 2013 (Plan Gas)
http://servicios.infoleg.gob.ar/infolegInternet/anexos/205000-209999/208430/texact.htm
http://servicios.infoleg.gob.ar/infolegInternet/anexos/270000-274999/272266/texact.htm
https://www.rionegro.com.ar/energia/un-protocolo-adicional-para-reducir-las-restricciones-de-exportacion-FI4921575

References: Resolución 
 Resolución 
 Resolución 
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