Bernal: “Los efectos del Plan Gas generarán este año ahorros del 50% en los subsidios al gas natural”

El subsecretario de Hidrocarburos Federico Bernal destacó que, luego de las últimas licitaciones cerradas a través del Plan Gas, el Gobierno se aseguró importantes volúmenes de Gas Natural “barato” para el próximo invierno. Y que los efectos del plan generarán este año ahorros del 50% en los subsidios al gas natural disminuirán: pasarán de USD 4.000 millones a USD 2.000 millones.

“Licitamos volúmenes incrementales planos por 14 millones de m3 por día y de pico también por 14 millones de m3 por día. Durante los meses de invierno, estos volúmenes sustituirán importaciones desde Bolivia, GNL y combustibles alternativos en usinas” señaló Bernal a Infobae.

El funcionario destacó que los precios obtenidos para el llenado del Gasoducto Néstor Kirchner -cuya finalización se prevé para junio de este año- son de USD 3,3 por millón de BTU (la medida del sector) y de USD 3,9 por millón de BTU para los picos de invierno. “Para tomar dimensión, durante el 2022 las importaciones de Bolivia se realizaron a USD 12 USD por millón de BTU, mientras que las de GNL a USD 29 por millón de BTU”, comparó.

Con todo, Bernal anticipó que los precios futuros del GNL para el invierno del 2023 se ubican en USD 30 por millón de BTU, una baja respecto a las semanas previas cuando el precio rondaba los USD 40 por millón de BTU.

¿Cuáles son las previsiones de importación de gas para el próximo invierno? Según detalló Bernal, las importaciones de mayo a septiembre fueron -en promedio- de 35 millones de m3 por día en 2021 y de 28 millones de m3 por día en 2022 con picos mensuales de más de 40 millones de m3 por día. Para este año, estima que una parte de esas importaciones será reemplazada por unos 13 millones de m3 por día de producción local.

“Las importaciones provienen de Bolivia y mediante los buques regasificadores de Escobar y Bahía Blanca. Durante 2022, la empresa estatal Enarsa adjudicó 36 buques por USD 2.608 millones. En el invierno de 2021, compró 56 buques de GNL por USD 1.096 millones, pero a precios promedio de USD 8,3 el millón de BTU, menores a los USD 29 millones que pagó en 2022 y que se espera para 2023″, recordó Bernal.

“En este sentido, los resultados obtenidos del Plan Gas permiten disponer a partir de julio de 13 millones de m3 por día incrementales de producción local: 11 millones correspondientes al llenado del Gasoducto Néstor Kirchner y aproximadamente 2 millones incrementales de Cuenca Austral. Este gas adicional reemplaza de manera directa importaciones de Bolivia, GNL y combustibles alternativos en usinas”, precisó.

Bernal señaló que para reforzar la seguridad y optimizar los costos del sistema, la secretaría está trabajando en las proyecciones para el abastecimiento de este año, con un foco en el invierno, hasta la entrada en operación del gasoducto Néstor Kirchner. “La declinación de la producción de Bolivia está siendo analizada y seguida muy de cerca. Por este motivo, Flavia Royón está impulsando los proyectos necesarios para neutralizar cualquier problema que pudiera presentarse a futuro. En relación al GNL se está estudiando la importación de GNL mediante el buque de Bahía Blanca para el próximo invierno como reaseguro durante los meses de temperaturas más bajas”, adelantó.

- ¿Cuáles fueron los resultados de las nuevas rondas del Plan Gas?

- El concurso comprendió la extensión de los compromisos adjudicados en las rondas previas, volúmenes incrementales planos para todo el año, volúmenes de pico -estos dos últimos asociados al llenado del Gasoducto Presidente Néstor Kirchner- y volúmenes incrementales en cuencas Austral y Noroeste.

El primer objetivo que nos planteó el ministro Sergio Massa fue extender los compromisos de volúmenes adjudicados en las rondas previas.Extendieron sus compromisos 12 de las 15 empresas hasta 2028 y el precio promedio ponderado fue de USD 3,54 por millón de BTU, el mismo que el de las rondas anteriores. Conseguimos mantener inalterable los precios del bloque base hasta 2028. Precios competitivos y asequibles.

El segundo objetivo fue el llenado del Gasoducto Presidente Néstor Kirchner. Solicitamos volúmenes planos por 14 millones de m3 por día y recibimos ofertas por cerca de 18 millones de m3 por día. Los precios de las ofertas adjudicadas tuvieron un promedio de USD 3,32 por millón de BTU. Y tuvimos 1,2 millones a USD 2,19, el menor precios recibido en todas las rondas del Plan Gas.

Son precios extraordinarios que no solo reflejan el correcto diseño del concurso y el haber logrado una genuina competencia entre empresas, reflejan también la espectacular competitividad de Vaca Muerta y el fuerte compromiso de la industria con las políticas energéticas que lleva adelante el actual Ministerio de Economía.

Adicionalmente al llenado del Néstor Kirchner, demandamos volúmenes de pico invernal por 14 millones de m3 por día y recibimos ofertas por prácticamente el doble. Los precios de los volúmenes adjudicados se encuentran entre USD 3 y USD 4,89 por millón de BTU.

- ¿Qué sucedió con las otras cuencas productivas más allá de la Neuquina?

- Fue un pedido expreso del ministro de Economía que la política energética e hidrocarburífera recupere su espíritu federal. Convocamos a los productores a presentar proyectos de gas incremental en las cuencas Austral y del Noroeste, bajo una forma distinta contemplando la evaluación integral de un plan de actividad. Hasta el momento se recibió y adjudicó una oferta por gas incremental en el sur del país, con un precio promedio de USD 7,3 por millón de BTU y un sendero decreciente, con el fin de que en el mediano plazo permita una mayor competencia entre cuencas. Los volúmenes comprometidos en el marco del Plan Gas en Chubut y Santa Cruz aumentarán hacia fines del 2024 en 54%. Esperamos recibir más ofertas porque el plazo límite para su presentación es el 30 de abril de 2023.

- ¿Cuánto depende el éxito del Plan Gas de la finalización del Gasoducto Néstor Kirchner?

- En 2020 heredamos un sistema de transporte que apenas se había expandido 48 nuevos kilómetros entre 2016 y 2019. Entre 2012 y 2015 el mismo sistema registró una expansión de 653 kilómetros. Con el Gasoducto Néstor Kirchner, donde Energía Argentina viene realizando una gran labor, más otras obras estratégicas complementarias, en 2023 habremos dejado construidos unos 680 kilómetros nuevos.

Esto sin contar con la Reversión del Gasoducto Norte, una obra neurálgica que permite sustituir el gas boliviano, a la vez que abre posibilidades de grandes exportaciones al norte de Chile y a Brasil (San Pablo) vía Bolivia.

Desde la Subsecretaría hemos propuesto un cambio en la obra de suma importancia, ya que aceleraría los plazos y permitiría conectar el Gasoducto Centro Oeste con el Gasoducto Norte en Córdoba a través de un nuevo ducto de 120 kilómetros, posibilitando el ingreso al sistema Norte de 16 millones de m3 por día.

En paralelo, por instrucción de la Secretaria Royón, hemos incorporado como inversión obligatoria en tarifa para TGN un proyecto de adecuaciones de plantas compresoras y gasoducto, contenidas en la Etapa 1 de la Reversión. Esto nos permitirá en cuestión de pocos meses ampliar en 3 millones de m3 por día adicionales la capacidad del Gasoducto Norte en dirección Sur-Norte desde San Jerónimo, sumándose a los 7 MMm3/d que ya suben en la actualidad. Sin nuevos gasoductos por supuesto que no puede haber producción incremental.

- ¿Los precios obtenidos en las licitaciones fueron más bajos que lo esperado?

- Estamos muy conformes con los resultados. Los precios adjudicados para los volúmenes incrementales se encuentran por debajo de los topes licitados entre 17% para los volúmenes planos, y 43% para los picos de invierno. Estos precios son de los más competitivos de la región y a nivel mundial, muy por debajo de los valores de importación.

En las palabras de uno de los consultores energéticos más serios, Daniel Gerold, cuando al referirse a los resultados de las rondas 4 y 5 del Plan Gas.Ar las calificó como la primera política pública sectorial en muchos años que puede ser elogiada de modo extendido por su excelencia.

- Hubo algunas críticas sobre los resultados de YPF

- YPF sigue liderando los volúmenes del Plan Gas, incluyendo por supuesto todas sus rondas. Esto básicamente es así porque extendió todo el volumen de las rondas previas. En segundo lugar, fue la que más gas nuevo (neto) ofertó, con 4,22 millones de m3 por día. Tercero, ingresó con prácticamente un tercio del volumen incremental plano a partir de enero de 2024 y con casi el 50% del gas de pico del invierno del 2024 también.

- ¿Qué impacto tendrá esto en los niveles de producción nacionales?

- Como resultado de los volúmenes incrementales estamos proyectando una producción de 145 millones de m3 por día a partir del segundo semestre del 2023, 8% más que la producción actual. Se estaría superando el récord histórico de producción promedio anual de 2004, que fue de 143 millones de m3 por día. Y para 2024, proyectamos estar por arriba de los 150 millones millones de m3 por día. Si se cumple esta proyección, habremos alcanzado la mayor producción promedio año de la historia.

- ¿Cuánto estiman que será el ahorro fiscal por este plan?

Este es un tema crucial para el ministro. Los impactos de las nuevas rondas en ahorro de subsidios y balanza comercial son de gran relevancia. En subsidios, estimamos que durante toda la vigencia de estas rondas (2023/28) ahorraremos cerca de USD 19.500 millones, un promedio de USD 3.200 millones por año.

Para 2023, los ahorros serán de USD 2.200. Para mensurarlo, en 2022 los subsidios al sector energía totalizaron USD 13.000 millones, de los cuales USD 4.000 millones corresponden a gas natural. Esto implica que para 2023 los subsidios al gas natural disminuirán un 50%, de USD 4.000 millones a USD 2.000 millones.

Respecto al ahorro de divisas, dadas por sustitución de importaciones e incremento de exportaciones, las calculamos para el periodo 2023-28 en USD 27.000 millones (cerca de USD 4.500 millones por año y USD 3.500 millones para 2023. Y hacia 2024 proyectamos una balanza comercial energética en equilibrio, respecto al resultado negativo de USD 5.000 millones de 2022.

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