El gobierno nacional sigue avanzando en la concreción de un nuevo plan de incentivo a la producción gasífera para alentar inversiones en distintas cuencas del país.

En videoconferencia, el subsecretario de Combustibles, Juan José Carbajales, sostuvo que “se avanzó en la elaboración del proyecto, pero aún no está a cerrado” debido a la cantidad de cuestiones y actores involucrados en su concreción.

Es que el nuevo plan debe analizar el costo fiscal de la iniciativa, los intereses de las provincias dueñas del recurso y el precio para los productores del gas que surgiría de la aplicación de un esquema de subastas, según precisó.

El funcionario relató que la intención del Ministerio de Desarrollo Productivo fue “promover una discusión entre todos los actores de la actividad” con el objetivo de impulsar la mayor producción, el abastecimiento interno, y también la exportación de gas.

El objetivo es incrementar la producción (convencional y no convencional), en base a un precio que redunde además en tarifas adecuadas para los usuarios de los segmentos regulados (usuarios del servicio completo y aquellos que compran gas, transporte y distribución en forma desagregada), precisa la nota del portal Energía y Negocios.

En este sentido, habría un subsidio focalizado principalmente a la demanda de los segmentos de menores recursos. Em cuanto al costo fiscal, está en manos del ministerio de Economía, abocado a intensas negociaciones para renegociar montos y plazos de la deuda externa.

Carbajales explicó que “la propuesta inicial tenía ciertas características procurando viabilizar inversiones de cara al incremento de la producción para el invierno próximo (del año 2021), con una vigencia de cuatro años, para garantizar un bloque de 70 millones de metros cúbicos día para el suministro a distribuidoras y a CAMMESA, con el compromiso de las empresas de informar la curva de producción mensual por cuenca durante los cuatro años”.

Cabe referir que en dicho esquema se había considerado reconocer un precio inicial que se estimó en torno a los 3,50 dólares por MBTU, pero ahora ocurriría que el precio es el que surgirá de la subasta mencionada por el funcionario. En las dos últimas del MEGSA los precios del gas promediaron 2,50 dólares. “Pensamos en un esquema en el cual cada una (de la productoras) hace su oferta de volumen y precio, y eso se distribuye en función de la demanda”, agregó.

El cambio de criterio se derivó de la denuncia formulada hace un par de semanas por el ENARGAS contra la política de precios aplicada durante el gobierno de Mauricio Macri (gestión Aranguren) omitiendo la obligación de aplicar el esquema de libre oferta y demanda que establece la Ley 24.076 (Marco Regulatorio del Gas).

Sucede que la ley 25.561 de emergencia económica sancionada en enero de 2002, estableció que los precios de comercialización del gas serían fijados por el Estado Nacional, por lo que los presupuestos fundamentales de la ley 24.076 quedaron suspendidos.

Con la caducidad de la Ley 25.561 en octubre de 2017 y la entrada en vigor, nuevamente, de la Ley 24.076 el precio del gas natural debía surgir de la libre oferta y demanda y esos precios y condiciones debían ser revisados por el ente regulador del sector.

Pero Aranguren convocó a los productores y distribuidores de gas para establecer unas “bases y condiciones” en la comercialización del gas fijando arbitrariamente precios uniformes para todas las cuencas.

Esos precios uniformes tendrían una secuencia de aplicación escalonada en dos años (entre 7,50 y 6,80 dólares el MBTU) y como condición contractual, un tipo de cambio variable en dólares estadounidenses, que aquel ENARGAS no objetó.

En el año 2018 el peso de devaluó 100 por ciento y en octubre se pretendió que la diferencia por devaluación fuera absorbida por los usuarios en 24 cuotas en su factura, lo que mereció denuncias penales. El gobierno de entonces dispuso la absorción por parte del Estado Nacional de esas diferencias, a pagar en 30 cuotas mensuales.

La denuncia del ENARGAS también derivó ahora en la decisión de la Secretaría de Energía de frenar el pago de estas cuotas (sólo se pagó 1 una en la gestión Macri) hasta que la Justicia se expida, explicó Carbajales, y agregó que la gestión energética anterior dejó deudas de los programas que administraba por más de 3 mil millones de dólares.

Acerca de la coincidencia que se daría al activar el Plan Gas IV este año, con la vigencia del programa de estímulo que rige por la Resolución 46/2017 hasta finales de 2021 para la producción de gas en reservorios no convencionales (tight gas y shale gas) de la Cuenca Neuquina, Carbajales afirmó que “la idea es que ése volumen de producción se continúe en el nuevo programa”.

En este sentido, el gobierno adeuda pagos a ésos productores (con Tecpetrol a la cabeza), habiendo pagado 242 millones de dólares en 2018 y 621 millones en 2019. Empalmar estos planes “es un desafío”, reconoció el Subsecretario.

En este contexto, Carbajales reivindicó para YPF el rol de empresa testigo en el mercado local del petróleo, del gas y de los combustibles. “El gobierno anterior la dejó librada a su suerte, hubo destrucción de valor sistemática, perdió valor en combustibles (70 por ciento de sus ingresos), en Gas YPF fue pionera en Vaca Muerta y sin embargo quedó afuera de los alcances de la Resolución 46”, describió.

“A YPF no hay que inventarle nada, hay que poner en valor sus recursos naturales convencionales y no convencionales en base a las políticas públicas que diseñan las autoridades, con un management empresario profesional puede ser una empresa pujante, que traccione el mercado, y pueda desendeudarse”, remarcó.