Nación autorizó 13 exportaciones de gas en condición firme

Corresponden a las empresas que participan del Plan Gas Ar. El mayor volumen partirá desde la Cuenca Neuquina. YPF lidera las ventas en cantidad. Tendrán como destino Chile, y en un caso Brasil.




A partir del próximo 1 de octubre el gas natural argentino volverá a fluir hacia los vecinos países, pero esta vez lo hará con el respaldo de ser exportaciones en firme, es decir que no se interrumpirán hasta la finalización de esos contratos. En total son 13 los permisos dados por la secretaría de Energía de la Nación por un volumen máximo de 7,6 millones de metros cúbicos por día.

Si bien desde 2018 se reanudaron, con altas y bajas, las exportaciones hacia los países vecinos, la gran novedad de este año es que los permisos dados corresponden a la modalidad en firme o no interrumpible.

Este tipo de contratos, que le da previsibilidad tanto a los compradores extranjeros como a las empresas productoras, es uno de los grandes incentivos del programa de estímulos a la producción, el Plan Gas Ar, además claro está de los precios diferenciales pactados.

Precisamente la totalidad de los permisos de exportación en firme que fueron ratificados por la subsecretaría de Hidrocarburos de la Nación, corresponden a empresas que forman parte del Plan Gas Ar y que apelaron al mecanismo previsto en la Resolución 360/21 que marcó las condiciones que deben cumplir para acceder al beneficio.

El programa nacional contempla un tope de 11 millones de metros cúbicos por día de exportaciones en firme, 7 correspondientes a la Cuenca Neuquina y 4 a la Cuenca Austral, las dos grandes áreas productoras que participan del Plan Gas Ar.

En números

1,5
millones de metros cúbicos por día contempla como máximo caudal el contrato más voluminoso que se firmó.

Esos valores no se alcanzaron, en principio porque la Ronda 1 del Plan Gas Ar no completó todo el aprovisionamiento previsto para el país, pero además desde algunas empresas se advirtió que estimaron que la demanda nacional podría tener un incremento en esta temporada baja del gas, en especial durante el verano por la sequía que afecta a las grandes generadoras hidroeléctricas.

Y detallaron que es posible que, de concretarse esa mayor demanda, las firmas puedan conseguir un mejor precio por su gas dentro del país.

Los 13 contratos de exportación habilitados pasaron la instancia en la que están abiertos para que otras empresas o la estatal Integración Energética Argentina (Ieasa) los tomen. Y cumplen además con los parámetros de precios fijados en las normas.

La regulación marcó que el gas no podrá ser exportado a un valor menor que el que el Plan Gas Ar reconoce para la temporada de verano, y efectivamente todos los contratos lo superaron, aún teniendo en cuenta que por tratarse de exportaciones de hidrocarburos las empresas deben pagar un 8% de retenciones o derechos aduaneros.

Las ventas por empresa

De los 13 contratos, 12 tienen por destino al vecino país de Chile y uno a Brasil, un contrato sin lugar a dudas llamativo, ya que prevé el envío de hasta 700.000 metros cúbicos de gas por día desde la Cuenca Austral hasta la firma de generación AES Uruguaiana Emprendimientos.

Este contrato es el único pactado por la empresa Wintershall DEA y tiene además la particularidad de que el precio en boca de pozo que se pagará (2,95 dólares netos por millón de BTU) implica apenas la mitad del precio de 6,12 dólares por millón de BTU que pagará la firma del sur de Brasil, a raíz de extenso transporte del fluido.

Este envío es uno de los cinco que corresponden al gas producido en la Cuenca Austral, que será el segundo el volumen ya que los envíos máximos llegan hasta los 2,6 millones de metros cúbicos.

Como es habitual, el gas de la Cuenca Neuquina será el que concentre el grueso de los contratos y cargas, con 8 permisos por un máximo de 5 millones de metros cúbicos por día.

La producción de gas se incrementó este año a partir del programa de incentivos a la producción.

De acuerdo a los registros oficiales de exportación de la secretaría de Energía de la Nación, YPF será la empresa que más volumen exportará y también la que pactó la mayor cantidad de permisos: 4.

La petrolera de bandera nacional selló una exportación total de hasta 2,3 millones de metros cúbicos, de los cuales 1,29 se destinarán a la planta de metanol, Methanex Chile, por el paso El Condor-Posesión.

Otros 209.000 metros cúbicos se destinarán a Innergy Soluciones Energéticas a través del Gasoducto del Pacífico; y 500.000 metros cúbicos fluirán como máximo hasta YPF Chile por GasAndes.

En este último caso se trata de la sucursal trasandina de YPF que fue abierta en 2019 con el objetivo de funcionar como una trader en el vecino país, es decir que ofrecerá el gas a los clientes chilenos que mejor paguen.

El dato

7
millones de metros cúbicos por día es el limite fijado para la Cuenca Neuquina.

La segunda que más volumen enviará hacia Chile es Pan American Energy (PAE) que pactó un máximo de 1,9 millones de metros cúbicos por día, de los cuales 700.000 metros cúbicos por día se enmarcan dentro de un swap entre la Cuenca Neuquina y la Austral.

Desde PAE se pactó la exportación de hasta 1,2 millones de metros cúbicos por día a la planta de Methanex, también por el paso El Condor-Posesión, por medio de dos contratos. En tanto que como swap se fijó el envío de hasta 200.000 metros cúbicos a Enel Generación Chile por GasAndes y hasta 700.000 metros cúbicos diarios por el mismo gasoducto pero con destino a la generadora eléctrica Colbún.

Pampa Energía pactó un gran contrato de exportación con Colbún que le permitirá exportar en firme hasta 1,5 millones de metros cúbicos.

Total Austral selló tres permisos de exportación no interrumpibles de los cuales dos tienen como destino Enel Generación, por hasta 800.000 metros cúbicos diarios. Mientras que el tercero corresponde a Methanex Chile por 200.000 metros cúbicos.

Finalmente la Compañía General de Combustibles (CGC) también obtuvo un permiso de exportación en firma para enviar hasta 500.000 metros cúbicos por día a Methanex Chile.

La totalidad de los contratos tienen como plazo máximo de siete meses que vence entre la noche del 30 de abril o las primeras horas del 1 de mayo, fecha en la que desde el gobierno nacional se fijó el cierre del grupo firme al exterior para priorizar el consumo nacional que por el frío repuntará.

La herramienta de las exportaciones en firme fue una de las grandes zanahorias del Plan Gas Ar ya que el talón de Aquiles del segmento es precisamente la colocación de la parte de la producción que Argentina no consume en los meses templados, en especial en aquellos en los que se apagan los calefactores y tampoco no se prenden los aires acondicionados.

El año pasado, el gobierno de Alberto Fernández autorizó hacia fines de año un volumen superior de exportaciones de gas, por un máximo de 12,93 millones de metros cúbicos pero bajo la modalidad de ser contratos interrumpibles, una situación que efectivamente se concretó en febrero, cuando la demanda nacional obligó al cierre del grifo exportador.

Las exportaciones de gas hacia los vecinos países se retomaron en 2018.

En esta primavera, verano y otoño, la producción nacional de gas será sensiblemente superior a la registrada en el mismo período del año pasado por los parámetros obligatorios fijados por el plan nacional, por lo cual la veta exportadora será sin lugar a dudas el fusible que permita evitar el cierre de pozos productores, en especial en Vaca Muerta.

Desde el gobierno nacional ya tomaron nota de esto y es posible que en los próximos días abran el registro para exportaciones pero en la modalidad interrumpible.

Los precios reflejan la menor demanda

Los valores fijados en los contratos de exportación en firme de gas dan cuenta de la incidencia de una baja demanda de gas, ya que si bien en su totalidad superan el valor promedio estacional que marcó el Plan Gas Ar, se trata de valores en el punto de ingreso al sistema de transporte (PIST) de entre 2,94 y 3,25 dólares por millón de BTU.

Los precios promedio para estas exportaciones debían superar el valor ponderado de verano que se fijó en los contratos del plan nacional, que fue de 2,93 dólares para la Cuenca Neuquina y 2,81 para la Cuenca Austral.

Según los contratos que las operadoras presentaron a Nación, Pampa Energía fue una de las firmas que estuvo más cerca de ese límite, al cerrar su exportación apenas un centavo sobre el valor base, luego del descuento de las retenciones que llegan al 8%.

En la Cuenca Austral la oferta más baja fue la de PAE hacia Methanex, que igualó el precio base. En tanto que CGC superó por 5 centavos de dólar ese parámetro regulado por la Resolución 360/21.

Los mayores precios de venta, bajo la óptica del PIST se dieron en los contratos de Total Austral, la subsidiaria local de TotalEnergies, para aprovisionar a Enel Generación, por un valor de 3,25 dólares el millón de BTU correspondiente a la producción de las áreas de Vaca Muerta San Roque, Aguada Pichana Oeste y Este y Rincón de la Ceniza.

En tanto que a un centavo, con 3,24 dólares por millón de BTU se selló el contrato de PAE con Methanex, en este caso por la producción de la firma en la Cuenca Austral.

Los precios estivales del gas difieren notoriamente de los alcanzados en este invierno, cuando la demanda nacional llegó a pagar más de 6 dólares por millón de BTU en las semanas en las que el consumo se disparó por la ola de frío y la falta de generación hidráulica.


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