Las claves del fracaso de los contratos de ventas de gas en firme a Chile

Las exportaciones de gas hacia Chile se multiplicaron por siete al alcanzar los 1.330 millones de metros cúbicos (MMm3) entre enero y septiembre de 2019, en comparación al mismo periodo del año pasado, cuando se registraron 185 MMm3 registrados, según cifras del Enargas.

Pese a que el gobierno nacional habilitó las exportaciones por un volumen máximo de 10 millones de m3 diarios bajo la modalidad contractual en condición firme para el periodo comprendido entre el 15 de septiembre de este año y el 15 de mayo de 2020, la regulación aún no genera confianza en los compradores del otro lado de la cordillera y también genera dudas en los vendedores.

Según indicaron a Patagonia Shale fuentes de una empresa productora, el mayor obstáculo reside en que los contratos en firme contienen obligaciones de entrega y recepción que sólo pueden estar exentas de cumplimiento en caso de fuerza mayor, según establece la Resolución 417/2019 de la Secretaría de Energía. Se trata de contratos take or pay, es decir que el comprador está obligado a pagar por el gas aún cuando no lo necesite.

El mayor obstáculo para cerrar contratos en firme es la obligación del comprador de pagar por el gas aunque no lo tome.

Por eso, desde que se habilitó la nueva regulación sólo se registraron dos pedidos de autorizaciones de exportación bajo esa modalidad, por un máximo de 1,9 MMm3/diarios. Pan American Energy (PAE) solicitó permiso para vender gas de Lindero Atravesado y Aguada San Roque (Neuquén) y de Anticlinal Grande Cerro Dragón (Chubut) a la firma chilena Colbún. Mientras que Pampa Energía cerró contrato con la Refinería ENAP para venderle producción desde Neuquén.

La mayoría de los contratos son interrumpibles, los cuales no contienen obligaciones de entrega y recepción o, de contenerlas, éstas son discrecionales para las partes.

Volúmenes de exportaciones en condición firme habilitados

Baja demanda y alta oferta

Según Luciano Codeseira, director para Argentina de Gas Energy Latin America, hoy Argentina tiene permisos de exportación hacia la región Metropolitana y Bío Bío de Chile por unos 25 millones de m3 diarios de gas, mientras que la demanda de esa zona del país vecino se ubica en el orden de los 4 a 5 millones de m3. “Está a las claras que en un contexto como este se genera una especie de mesa de saldos, entonces en Chile van a preferir flotar en el mercado spot para conseguir los mejores precios de gas. Es una situación que le afecta al productor argentino, hay una competencia muy fuerte”, explicó.

Según Codeseira, otro de los factores que influye el bajo interés de los compradores chilenos en los contratos en firme es que la fuerte apuesta de ese país por las energías renovables para descarbonizar la matriz eléctrica hace que haya poco despacho de generación térmica a gas.

Según Luciano Codeseira, director para Argentina de Gas Energy Latin America, «en Chile van a preferir flotar en el mercado spot para conseguir los mejores precios de gas. Es una situación que le afecta al productor argentino, hay una competencia muy fuerte”.

“Eso conduce a que tienen gran parte de su parque generador de centrales térmicas como respaldo y cobran solo por potencia y pueden sostenerse sin despachar. Y por eso las centrales no requieren contratos firmes, pueden flotar con contratos interrumpibles”, señaló el director para Argentina de Gas Energy Latin America.

“Ese contexto es muy complejo porque Vaca Muerta necesita contratos firmes para exportar”, comentó, y agregó que “Ya no hay dudas del potencial de vaca Muerta, que ya está desriskeada, lo que falta es desriskear el mercado, tanto el interno como el de exportación. Hay que buscar la manera de que Chile tome esta ventana de oportunidad de precios bajos, se apalanque en Vaca Muerta y pueda aprovechar la abundancia de gas”.

Sanciones
Por el lado de las empresas productoras, también actúa como desincentivo a los contratos en firme el mecanismo establecido por el Ministerio de Hacienda por el cual deberán compensar a Cammesa en caso de que sea necesario usar combustibles líquidos para generar energía si es que no hay gas disponible.

El costo de sustitución de energía se estableció entre 10 y 20 centavos de dólar por millón de BTU exportado el valor mínimo y el máximo, respectivamente.

Además, Argentina debe recuperar la confianza con el vecino país luego de haber cortado las exportaciones de forma abrupta en 2006 para poder atender al mercado interno en plena declinación de los yacimientos.