Las operadoras aguardan el lanzamiento de la licitación para planificar sus inversiones. Trabajan para llegar a un acuerdo por los cupos de exportación: si se realizarán por mayor volumen o por menor precio ofrecido.
En los próximos días, el Gobierno lanzará 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.
Desde las diferentes empresas esperan el lanzamiento de los planes para planificar sus inversiones. Sucede que entre que empiezan a perforar un pozo y obtienen el primer rendimiento puede haber una demora 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 por ello que las compañías petroleras deben empezar a invertir ya para llegar preparadas al invierno que viene. 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$s 4. Las principales diferencias radican en la asignación de cupos de exportación: si es por mayor volumen o por menor precio ofrecido; cambian los beneficiarios
Por otro lado, también se licitaría exclusivamente un bloque de invierno, para abastecer el pico de demanda de mayo a septiembre con 7 MMm3/d a un precio cercano a los u$s 8,80. El resto del año ese gas se exportaría a Chile.
La principal diferencia entre el Gobierno y las propias empresas radica en 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.
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.
Pero 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.
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.
