Domingo  03 de Febrero de 2019

Hidrocarburos: no sólo se trata de pasar el invierno

Hidrocarburos: no sólo se trata de pasar el invierno

FRANCISCO MACÍAS

Socio de Marval, O'Farrell & Mairal

Para el sector de hidrocarburos, 2019 debutó con novedades y cambios, empezando por la designación de un nuevo secretario de Energía. Entre los asuntos calientes que deben abordar las nuevas autoridades del sector, sobresalen la readecuación del programa de estímulo a la producción de gas no convencional, la distribución de las variaciones del tipo de cambio en los contratos de suministro de gas a residenciales y la importación de combustibles para cubrir los picos de demanda de gas en el invierno.

Subsidios a la oferta, ¿sí o no?

Desde hace meses, el Gobierno instaló la necesidad de readecuar los subsidios a la producción de gas no convencional con el objeto de converger al equilibrio fiscal en el marco del acuerdo con el FMI y de adaptarse a un mercado en el que la oferta excede la demanda en una parte importante del año, con precios y costos de producción decrecientes. Esta situación genera incertidumbre en los proyectos en marcha y demora inversiones en los que están a la espera de ser aprobados por Nación.

En este contexto, se escuchan opiniones a favor y en contra del mantenimiento del programa de estímulo a las inversiones en desarrollos de producción de gas natural, proveniente de reservorios no convencionales de las cuencas Neuquina y Austral, y su ampliación a los nuevos proyectos de inversión aprobados por las autoridades provinciales.

Pese a las ventajas coyunturales que podrían lograrse en el corto plazo, una reducción de estos subsidios tendría consecuencias perjudiciales que la hacen desaconsejable.

En efecto, no puede negarse que los programas de estímulo a la producción de gas natural en sus distintas modalidades han sido exitosos en cuanto al incremento de los niveles de producción y la consecución del autoabastecimiento de hidrocarburos, objetivo prioritario de la política en este sector.

Implementados a partir de 2013 por la administración anterior, los programas de estímulo se han mantenido desde entonces, aunque no sin zozobra, adoptando modalidades distintas y adecuándose a las necesidades de cada contexto. Si bien inicialmente fueron aplicados a cualquier producción adicional de gas, actualmente los beneficios están disponibles solo para gas no convencional destinado a su consumo en el mercado interno, producido en yacimientos ubicados en las cuencas Neuquina y Austral, y en el marco de proyectos de inversión acordados con las autoridades provinciales y nacionales, y con vigencia hasta 2021.

El incremento de la producción no solo permitió acercar al país a su autosuficiencia energética, sino que también contribuyó a la disminución de los costos fiscales energéticos vía reducción de las importaciones de gas natural de Bolivia, de GNL y de combustibles líquidos para generación eléctrica. También permite nuevos ingresos fiscales a través de derechos de exportación, impuestos y regalías por la exportación de excedentes de gas natural y GNL. Por lo tanto, cada recurso que se detraiga de los planes de estímulo se traduce en más dólares que deben pagarse a proveedores del exterior, en condiciones mucho más rigurosas y sin ningún beneficio para la economía local.

También desde un punto de vista ambiental, la promoción del gas natural se justifica en este contexto, pues permite reemplazar grandes cantidades de combustibles líquidos, quemados para la generación de electricidad, con la consiguiente reducción de las emisiones de gas de efecto invernadero.

Los beneficios de estos programas alcanzan a los consumidores, tanto de gas como de electricidad, pues han contribuido a una sustancial disminución de los precios internos.

Además, si el contexto macroeconómico impone una readecuación de los términos del programa actual, será esencial que esta sea implementada en forma consensuada y sin alterar la ecuación económica financiera de los acuerdos de inversión vigentes celebrados en el marco de este programa. Debe contemplarse la posibilidad de readecuar los programas de inversión acordados en función de los términos propuestos.

Pass through, ¿sí o no?

Otro tema es cómo se repartirán las eventuales variaciones que registre el tipo de cambio en el marco del suministro del gas natural para el abastecimiento de los usuarios residenciales.

La experiencia de 2018, signado por una fuerte variación del tipo de cambio, puso en crisis la primera experiencia de "contractualización" en el suministro de gas a distribuidoras desde la implementación de acuerdos de renegociación y la aprobación de los cuadros tarifarios tras 15 años de congelamiento.

El marco regulatorio de la industria del gas natural establece que estas diferencias se trasladen a los usuarios, y las normas que regulan la producción de hidrocarburos garantizan su libre disponibilidad, incluyendo el derecho a negociar libremente sus precios de venta.

Ante la imposibilidad política de aumentar las tarifas y, tras varias idas y vueltas a fines de 2018, el Estado decidió asumir el costo que legalmente correspondía trasladar a los usuarios.

De todas maneras, quiso blindarse ante futuras situaciones similares forzando a las distribuidoras y los productores a reconocer en los futuros contratos de suministro que las variaciones en el tipo de cambio no serían trasladadas a los usuarios, en otras palabras, que deberían repartirse solo entre distribuidoras y productores.

Esta solución que resulta legalmente objetable, pues violenta derechos adquiridos tanto de las distribuidoras como de los productores, modifica unilateralmente y sin plazo licencias y concesiones, y fue implementada mediante un decreto de necesidad de urgencia interfiere negativamente en la negociación de nuevos contratos privados que permitan el desarrollo natural del mercado y el traslado a usuarios de menores precios.

Es de esperar que esta solución de emergencia sea abandonada, reemplazada o reglamentada de forma que se morigeren sus consecuencias indeseadas.

Regasificación de GNL, ¿pública o privada?

Las nuevas autoridades también deberán definir el marco en el que se realizará la importación de GNL para asegurar el suministro de gas natural al mercado interno el próximo invierno.

Este 2019 y gracias al incremento de la producción resultante de los programas de incentivo, Argentina cambiará su rol energético y pasará de ser importador neto a exportador de excedentes de gas natural y GNl.

Sin perjuicio de lo anterior y como tiene lugar en muchos países del mundo, será necesario continuar importando volúmenes de GNL para abastecer el pico de demanda invernal. De esta forma, una parte de la infraestructura existente como la que se encuentra en el puerto de Bahía Blanca podrá ser utilizada para exportar o importar GNL, dependiendo de la situación del sistema y alternando la operación de licuefacción con la de regasificación. Esta dinámica se mantendrá al menos durante una primera etapa hasta que pueda desarrollarse una infraestructura definitiva.

La adecuación de la infraestructura existente para acompañar esta transformación ya está en marcha, pero los cambios y las decisiones a tomar no solo son en materia de infraestructura. También resta definirse el esquema regulatorio y contractual bajo el cual se realizará la importación de GNL vía Bahía Blanca.

Si bien existe consenso entre públicos y privados sobre la necesidad de importar GNL desde Bahía Blanca durante el invierno, tanto para brindar mayor seguridad al sistema como para generar ahorros significativos contra la importación de diésel, no se ha resuelto el encuadre regulatorio para esta operación.

Definir estos aspectos es urgente, pues hacerlo a último momento suele involucrar mayores costos. La forma en que se encaren estos temas será definitoria para el futuro inmediato del sector, pero, sin lugar a dudas, extenderá sus efectos en el tiempo impactando sobre decisiones de inversión que se han diferido.

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