El nuevo Plan Gas, presentado por el ministro Matías Kulfas a las operadoras consta de 23 puntos y prevé beneficiar con un mejor precio un bloque de 70 millones de metros cúbicos diarios (MMm3/d),. En el caso de Neuquén, se asigna un cupo de 47,2 MMm3/d, el 60% del fluido que quedará abarcado por la normativa.

Según el detalle que obtuvieron las productoras las licitaciones para ese gas serán divididas por cuencas, se definió un precio máximo de u$s 3,40 por millón de BTU para el gas, y también un plazo adicional de otros cuatro años de vigencia en el programa para proyectos offshore.

La propuesta, negociada con las empresas de sector en los dos últimos meses, fija un mecanismo de adhesión a quienes estén incluidos en la resolución 46/17, el subsidio todavía vigente hasta el 2021.

Los beneficiarios de ese subsidio a la producción otorgado en la gestión de Cambiemos podrán optar por no competir hasta el 31 de diciembre del 2021. Aunque podrán realizar ofertas sin ponderar en su precio ofertado volúmenes que estén bajo el estímulo otorgado en la gestión anterior, y solo se les asignarían cuotas a cubrir si hay remanentes sin conceder luego de haber sido asignadas todas las ofertas, señala la nota de Fernando Castro en LM Neuquén.

El detalle completo de la propuesta que el gobierno nacional pondrá en marcha desde septiembre, es el siguiente:

1. Los productores que deseen participar deberán comprometerse a sostener o aumentar la inyección promedio del trimestre mayo-julio 2020.

2. Se licitan 70 millones de m3/d de gas que entran en el bloque base de 4 años, que no pueden representar más del 70% de la producción de las empresas. Lo que define un volumen mínimo a inyectar de 100 MM de m3/d, a partir de mayo de 2021. Los contratos comenzarían desde septiembre/octubre 2020.

3. Se licitarán volúmenes adicionales para los Períodos Estacionales de Invierno de esos 4 años, en función de las capacidades de transporte remanentes contratadas por las demandas de Distribuidoras y usinas térmicas.

4. La licitación se divide por cuenca. Para el bloque base se licitan 2,8 MM de m3/d en Noroeste, 47,2 MM de m3/d en Neuquina, y 20 MM de m3/d en Austral. En caso de no cubrir el volumen de una cuenca determinada, se asignará dicho volumen a ofertas de otras cuencas siempre que haya capacidad de transporte contratada y disponible.

5. Para la producción off shore se establece un plazo adicional de 4 años (total de 8). Una vez iniciado el plazo adicional, los volúmenes comprometidos por cada Productor para el abastecimiento de la demanda comprendida deberán ascender al 70% de la producción que tenga a partir de septiembre 2024. En adelante, el Productor deberá cumplir con los contratos firmados con las Distribuidoras y CAMMESA.

6. Los productores off shore deberán compensar el diferencial entre la producción base y su producción real, con gas importado o inyecciones superiores a las comprometidas, durante los meses de junio, julio y agosto de los primeros 4 años del esquema. A tal efecto se considerará la producción base total de la cuenca de cada productor.

7. En caso de no alcanzarse el volumen de 70 millones de m3/d del bloque en la primera ronda, se prevé segunda ronda complementaria donde cada productor se compromete a compensar su falta de volumen inicial con importaciones a su cargo de gas importado durante el período invernal 2021. Esta alternativa permitiría que participen productores que no llegan a incrementar producción para mayo de 2021.

8. La licitación pondera, en los precios ofertados, el peso de la Res. 46, a menos que el productor renuncie a sus derechos desde la entrada en vigencia del Esquema.

9. A los efectos de comparar las ofertas de distintas cuencas, se considerará el costo del gas retenido hasta el centro de carga: 4,86% para cuenca Neuquina y 11,27% para cuenca TDF y 5,20 para cuenca Noroeste.

10. Cada productor oferta un precio único que será el que percibirá a lo largo de los 4 años. Para el bloque base, durante el período invernal (mayo-septiembre) se aplicará un factor de 1,25 al precio ofertado, y durante el período estival (octubre-abril) se aplicará un factor de 0,82 al precio ofertado. Los volúmenes adicionales para los Períodos Estacionales de Invierno tendrán un precio equivalente a el precio ofertado por cada Productor por un factor de ajuste de 1,30.

11. El precio considerado para la adjudicación será igual al valor presente del precio promedio ponderado, de los volúmenes del bloque base, entre la oferta y la Res. 46, para los 4 años (8 para off shore), descontados al 10% e incluyendo el costo del gas retenido.

12. Cada productor beneficiario del programa establecido en la Res. 46, podrá optar por no competir en el presente Esquema hasta la finalización del citado Programa, esto es, hasta el 31 de diciembre de 2021. En dicho caso, ese Productor podrá realizar su oferta sin ponderar en su precio ofertado los volúmenes comprometidos bajo la Res. 46, pero solamente le serán asignados volúmenes en caso de que existan cantidades remanentes a las definidas para la cuenca en cuestión; y ello, luego de haber sido asignadas todas las ofertas correspondientes a la ronda inicial.

13. Se define un precio máximo de 3,4 USD/MMBTu para el precio considerado para la adjudicación (precio a valor presente).

14. El precio ofertado será el que le corresponderá cobrar a cada productor adjudicado durante la vigencia del esquema.

15. Las penalidades por incumplimiento entre el 85% de entrega y el 95% serán un descuento en el precio proporcional al porcentaje de incumplimiento.

16. Las penalidades por incumplimiento debajo del 85% serán la imposibilidad de cobrar el precio subastado en el período de incumplimiento.

17. Si la inyección durante los meses del período invernal de cada año es inferior a la comprometida, el productor deberá compensar su falta de volumen con gas importado o inyecciones superiores a las comprometidas, o pagando el equivalente a 2 veces el volumen a compensar valorizado al precio ofertado por un factor de ajuste de 1,25.

18. Si se registran incumplimientos por 6 meses seguidos, el productor quedará excluido del esquema y se ejecutarán las cauciones (montos percibidos durante el año calendario en que se verifique el incumplimiento, correspondiente al diferencial entre el precio ofertado y: (i) el precio a reconocer por las Distribuidoras según los cuadros tarifarios vigentes, o (ii) el precio de referencia a reconocer por CAMMESA. Estos montos a reintegrar serán calculados con más un 10%.

19. El orden de mérito resultante de la licitación define: (i) el ingreso en el bloque al precio ofertado; (ii) el orden en el que se corta la inyección ante excedentes de oferta en períodos de baja demanda; (iii) la prioridad para exportar (de acuerdo al volumen a contratar con CAMMESA).

20. En función del orden establecido en el punto anterior, se asignará la posibilidad de obtener permisos firmes de exportación por 4 MM de m3/d en Neuquina y 2 MM/d de m3 en Austral.

21. Adicionalmente, sin tener en cuenta el orden mencionado, previo al inicio del período estacional de verano, se asignarán a cualquiera de los Productores de cada cuenca, permisos firmes adicionales a los mencionados en el punto precedente por 3 MM de m3/d en Neuquina y 2 MM de m3/d en Austral.

22. Se determinará, mediante un proceso que incluya instancias de efectiva participación ciudadana y teniendo en consideración la política de subsidios adoptada por el ESTADO NACIONAL, el precio por el cual las prestatarias del servicio de gas natural podrán solicitar que se efectúe el ajuste tarifario por variación en el precio del gas natural comprado. Dicho precio podrá ser igual o inferior al precio de mercado. El diferencial entre el precio determinado por la Autoridad de Aplicación ministerial y el precio ofertado estará a cargo del ESTADO NACIONAL.

23. Se adjuntará el modelo de contrato a firmar con Distribuidoras y CAMMESA con un Deliver or Pay (DOP) del 100% diario y un Take or Pay (TOP) del 75% mensual.