ENERGÍA

Plan Gas 4 y 5: cómo será la licitación clave para llenar el gasoducto de Vaca Muerta

El Gobierno lanzará la licitación del Plan Gas para sustituir importaciones y llenar el gasoducto Néstor Kirchner de Vaca Muerta. Cuáles son los beneficios y qué falta definir.

El Gobierno lanzará en los próximos días la licitación para el Plan Gas 4 y 5, que permitirá llenar el Gasoducto Néstor Kirchner que saldrá de Vaca Muerta y sustituir importaciones con producción local.

A tres semanas de haberlo anunciado, sin embargo, la convocatoria a las petroleras para ofrecer sus volúmenes incrementales de gas natural todavía no se concretó.

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La medida es urgente en términos productivos, pues las empresas deben planificar sus inversiones y contratar equipos para ampliar su oferta. Entre que empiezan a perforar un pozo y obtienen el primer rendimiento suele haber una demora de alrededor de 7 meses, hasta que logran llegar a 3000 metros de profundidad y una distancia similar en rama lateral, perforan la roca con arena y agua a alta presión (fracking) y conectan el pozo, mientras en superficie instalan facilities (tuberías y plantas de tratamiento, entre otras). El pico de producción se logra a los 9 meses.

Es decir, las compañías petroleras deben empezar a invertir ya para llegar preparadas al invierno que viene. El riesgo es que en la época más fría del año no esté el gas nacional disponible para reemplazar importaciones de Gas Natural Licuado (GNL) y de combustibles líquidos. El Gobierno aspira a conseguir un ahorro de 3000 millones de dólares en compras de energía al exterior con el gasoducto de Vaca Muerta y obras complementarias.

El Plan Gas 4 está activo desde 2021 y tendrá su cuarta ronda de licitación para ampliar los volúmenes de oferta a partir de mediados de 2023, una vez que el Gasoducto Presidente Néstor Kirchner (GPNK) esté construido y habilitado.

La nueva capacidad de transporte de gas será de 11 millones de m3 diarios (MMm3/d) y el precio tope de 3,70 dólares por millón de BTU.

Adicionalmente, se agregarán otros 3 MMm3/d extra a partir de enero 2024, cuando estén hechas plantas compresoras, a un tope de u$s 4, según contaron fuentes de la industria a El Cronista.

Las principales diferencias radican en la asignación de cupos de exportación: si es por mayor volumen o por menor precio ofrecido; cambian los beneficiarios

Por otro lado, también se licitaría exclusivamente un bloque de invierno, para abastecer el pico de demanda de mayo a septiembre con 7 MMm3/d a un precio cercano a los u$s 8,80. El resto del año ese gas se exportaría a Chile.

Se trata de un negocio que moverá alrededor de 600 millones de dólares en apenas 7 meses (desde el 1 de octubre al 30 de abril).

Exportaciones de gas

Precisamente ahí radica la principal diferencia entre el Gobierno y las propias empresas, porque de los criterios para la asignación de cupos de exportación dependerá el interés de las petroleras de competir para bajar los precios y generarle un ahorro fiscal al Estado.

Es que mientras las firmas deben ofrecer el gas para la Argentina a un promedio anual de 3,50 dólares por millón de BTU (un total cercano a los 100 MMm3/d), pueden exportar una parte (casi 10 MMm3/d) a Chile a entre u$s 8 y u$s 9, siempre que garanticen producción para sus contratos con los hogares (a través de las distribuidoras), generadoras termoeléctricas (vía la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico, Cammesa), la industria y las estaciones de Gas Natural Comprimido (GNC).

Si el Gobierno prioriza a los productores que mayores volúmenes ofrecen, la petrolera de gestión estatal YPF y Tecpetrol, la empresa de Techint (Paolo Rocca) cuentan con mejores posibilidades de captar el mercado de exportación y sacarle jugo a su participación en el Plan Gas.

En cambio, si el beneficio de la exportación queda para compañías que producen a un menor costo, Pampa Energía (Marcelo Mindlin), Pan American Energy (PAE, de la familia Bulgheroni), Pluspetrol (de las familias Poli y Rey), CGC (Eduardo Eurnekian) y las multinacionales como Total Energies (Francia) y Wintershall Dea (Alemania) verán más atractivo, pues sus ofertas en 2020 fueron más competitivas en cuanto a precio.

En tanto, el Plan Gas procurará darle continuidad a este esquema desde enero de 2025 hasta diciembre de 2028.

El programa de oferta y demanda de gas les da previsibilidad a las petroleras en relación a volúmenes y precios, además de que el Estado garantiza que se hará cargo de cubrir la diferencia entre lo que pagan los usuarios (equivalente a menos de u$s 2 por millón de BTU) y el costo, como viene sucediendo hasta ahora por la vía de los subsidios a la demanda.

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