Como consecuencia de la sudestada que aquejó esta semana a Buenos Aires, que impidió que barcos con gas licuado (LNG) llegaran a la terminal de Escobar y que motivó, además, el aumento de la demanda residencial por el frío, el Gobierno se vio obligado a ordenar restricciones de hasta un 70% del consumo de las principales industrias del país.
La oferta de gas cayó un 7,5% entre enero y julio y se convirtió en la obsesión de los funcionarios del área energética, preocupados porque las importaciones del fluido costaron en lo que va del año US$ 3.460 millones, según datos oficiales.
Para incentivar nuevas inversiones del sector, la Casa Rosada lanzó a principios de año el Plan Gas, que habilitó el pago de US$ 7,50 por millón de BTU para la inyección adicional del fluido; tres veces más de lo que reciben hoy los productores. La iniciativa estableció fuertes penalidades a las empresas que no alcancen los niveles de producción prometidos. En ese caso, deberán solventar, de acuerdo a la lógica “deliver or pay”, la importación de LNG (con precios en torno a los US$ 16) en forma proporcional al descenso de su oferta gasífera.
Bajo el paraguas de ese modelo, la Comisión de Planificación de Inversiones Hidrocarburíferas, presidida por el viceministro de Economía, Axel Kicillof, selló acuerdos con importantes productores como YPF, Total, PAE y Wintershall, Sinopec y Roch. Pero no logró avanzar con otras empresas gasíferas como Petrobras, Pluspetrol, Apache y Tecpetrol.
Para revertir esa falencia, la Secretaría de Energía está preparando ahora nuevos incentivos económicos a fin de estimular la inversión. Así lo indicó Miguel Galuccio, CEO de YPF, durante su presentación la semana pasada en el Club del Petróleo. “Nuestra visión es que con US$ 7,50 por millón de BTU podemos desarrollar el tight gas (gas de arenas compactas, no convencional), pero esa realidad no aplica a todas las empresas. Por eso, se está estudiando algún tipo de modificación (del esquema de precios) para el resto”, explicó el directivo.
La idea sobre la que trabaja la Comisión gira en torno a replicar, con algunas modificaciones significativas, el modelo inaugurado por el programa Gas Plus, que autorizó a las empresas a vender más cara la nueva producción del fluido. El Plan Gas II –según la denominación elegida en Energía– se montará sobre ese esquema, pero buscará agilizar su funcionamiento y ganar en masividad.
El Gas Plus se aplica 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 directamente sea el Estado el comprador de esa producción adicional de gas.
“Lo complejo es discriminar, a la hora de remunerar, qué gas exige mejores precios para ser producido y cuál no”, graficó un funcionario de Planificación.
