Plan Gas: el gobierno adjudicó todas las ofertas realizadas por las productoras

En el marco del Plan Gas.Ar, la Secretaría de Energía de la Nación, que dirige Darío Martínez, adjudicó hoy los volúmenes de gas ofertados por las productoras para cubrir la demanda prioritaria de las distribuidoras y generadoras eléctricas entre los años 2021 y 2024.

Las empresas realizaron 16 ofertas por un volumen de 67,42 millones de m3 diarios (MMm3d) más un adicional de 3,60 MMm3d durante el pico de consumo de invierno. Todas fueron adjudicadas. El precio promedio rondó los 3,50 dólares el MBTU, 20 centavos de dólares por debajo de los 3,70 de techo que tenía el programa.

Se trata del gas que las distribuidoras llevarán a sus clientes residenciales, comercios y pymes y del que comprará Cammesa para abastecer a las centrales térmicas.

La compañía Corporación Financiera Internacional (CFI) quedó primera en el orden de mérito al ofertar el precio más bajo (U$s2,60 el millón de BTU), aunque con un volumen de apenas 900 mil m3 diarios.

YPF, que junto a Total se disputan el liderazgo de las mayores productoras de gas del país, quedó en último lugar, con un precio de u$s 3,66, pero fue la que colocó el mayor volumen, con 20,9 MMm3d.

Mientras que Tecpetrol, empresa que más gas produce en Vaca Muerta, quedó en el lugar 13º, con una oferta de 9,94 MMm3d más un adicional de 2 MMm3d en invierno, a un valor de u$s3,65.

Total aportará producción de Neuquén y de la Cuenca Austral, por un volumen de 8.04 MMm3d en los meses templados, más un extra de 600 mil m3 diarios en invierno.

Mientras que para PAE resultó adjudicado un volumen de 8,45 MMm3d que aportará desde yacimientos de Neuquén, Chubut y Tierra del Fuego.

También hubo adjudicaciones para las principales petroleras con activos en Vaca Muerta como Shell, Vista, Exxon, Pampa y Wintershall.

Martínez manifestó que «este es el punto de partida para un proceso de inversiones que tendrá como protagonistas principales a las empresas productoras, los trabajadores, las PyMES y empresas regionales, que nos permitirá ponerle fin al declino de la producción de gas en nuestro país y a la parálisis de la actividad que generó la política contradictoria y errática del gobierno anterior».

La Secretaría de Energía declaró desierta la licitación en la Cuenca del Noroeste Argentino (NOA), por falta de ofertas, y asignó el volumen remanente a la Cuenca Neuquina.

Si bien se alcanzó a cubrir el bloque base de producción que permitirá garantizar el abastecimiento de la demanda prioritaria, el gobierno no logró ofertas importantes para atender el pico de consumo invernal. Las empresas propusieron apenas 3,60 MMm3, muy por debajo de los cerca de 30 millones de m3 diarios que se prevé que se necesitarán para atender las necesidades de los meses de junio a agosto. Es de esperar que el año próximo se realice una nueva subasta, con mejores precios, para no depender de mayores importaciones.

De todas formas, las necesidades domésticas dependerán en gran medida de la renegociación del acuerdo de importación con Bolivia que se debe cerrar este mes y de la recuperación de la actividad económica post pandemia.

El gobierno nacional estima que, en cuatro años, el Plan Gas.Ar motorizará inversiones por u$s6.500 millones, generará un ahorro fiscal de u$s2.500 millones y ahorrará divisas en importaciones por u$s9.200 millones.

El Estado cubrirá la diferencia entre el precio resultante del Plan Gas y el valor que se traslade a tarifa. Hoy los usuarios pagan u$s3,20 el MBTU, con lo cual se debería subsidiar u$s1,20 restante. Pero todo depende de la decisión política. Si bien el gobierno de Alberto Fernández no quiere que se disparen los subsidios en relación del PBI, aún no está claro si llevará a cabo una recomposición tarifaria en los primeros meses de 2021.

Las tarifas están congeladas desde abril el año pasado, tras el impacto de la brusca devaluación de la administración de Mauricio Macri, situación que se prorrogó este año por la pandemia.

Descargá el listado de ofertas adjudicadas acá: if-2020-87042384-apn-ssh-mec_-_anexo