NUEVAS MEDIDAS PARA REACTIVAR LA PERFORACIÓN DE POZOS DE GAS

Se presentó un esquema de precios para reorganizar el mercado de gas para los siguientes 4 años. También mediante este esquema se busca tener mayor certeza sobre cómo se saldrá del congelamiento tarifario presente actualmente.

El borrador presentado por el gobierno cuenta con los siguientes apartados:

1. A partir de mayo del próximo año se subastan 70 MMm³/d. El volumen total será 100 MMm³/día, ya que no podrá representar más del 70% de la producción de las empresas.
2. De los 70 MMm³ subastados, hasta 20 MMm³ deberán ser de cuenca Austral y hasta 50 MMm³ de cuenca Neuquina.
3. 7 años será el plazo que tendrán los proyectos offshore. Durante el periodo de demora de inyección (periodos invernales de 2021 y 2022), estos productores deberán aportar GNL y/o combustibles que respeten el equivalente marginal diario del MEM.
4. Habrá lugar para una segunda ronda complementaria en los casos que el volumen total licitado en la primera ronda no alcance. En este caso, los productores deberán comprometerse a compensar su falta de volumen inicial con importaciones a su cargo de combustible marginal durante el período invernal 2021.
5. 3,4 USD/MMBTU será el precio máximo para la adjudicación, precio a valor presente. El precio ofertado también será enunciado en dólares.
6. Salvo que los productores renuncien a sus derechos, desde la entrada en vigor de este esquema licitatorio se considerará el peso de la Resolución Nº 46/17-E en los precios ofertados en la subasta.
7. El precio considerado para la adjudicación será igual al valor presente del precio promedio ponderado entre la oferta y la Resolución Nº 46/17-E, para los 4 años, con una tasa de descuento del 10%.
8. Cada productor oferta un precio único que será el que percibirá a lo largo de los 4 años. Durante el periodo estival al precio ofertado se le aplicará un factor de ajuste de 0,82, mientras que en el periodo invernal este factor será de 1,25.
9. Los productores deberán compensar su falta de volumen haciéndose cargo del sobrecosto del combustible equivalente marginal diario del MEM (en los casos que la inyección durante los meses del período invernal de cada año sea inferior a la comprometida).
10. La penalidad será la incapacidad de cobrar el precio subastado en el período que el incumplimiento este por debajo del 85 % de entrega. Adicionalmente, se aplicará un descuento en el precio proporcional al porcentaje de incumplimiento, cuando el mismo se encuentra entre el 85% y 95 %.

Los productores, por su parte, exigen la corrección de este documento principalmente en dos puntos:

• En el empalme entre el nuevo esquema de promoción a la producción de gas con el que creó la Resolución Nº 46/2017, período que durará aproximadamente entre 14 y 15 meses
• La imposibilidad de compensar producción de gas entre distintas cuencas. Cada empresa deberá comprometerse a mantener determinado nivel de producción en la cuenca en la que tengan presencia. La cuenca NOA queda excluida de este punto por el declive que ha presentado en los últimos años.

La negativa del primer punto la dio Tecpetrol, petrolera del grupo Techint.  En cuanto al segundo punto los reclamos son de los productores de la cuenca Austral, ya que argumentan que la mayor parte de su producción proviene del Mar Argentino y que los costos de desarrollo offshore son mucho más elevados que el de campos de shale y tight gas en Neuquén. Por ende, los riesgos asociados también lo son.

Se espera que una vez resuelto estos dos grandes inconvenientes el gobierno al fin pueda dar con la señal esperada para reactivar las perforaciones de gas y tratar de asegurar de este modo el autoabastecimiento para los próximos años.