El nuevo Plan
Los detalles del Nuevo Esquema de Gas
Ayer por la tarde el Gobierno Nacional oficializó a las productoras el nuevo Esquema de Gas 2020-2024. Un cambio que intenta transparentar el sistema con premios y penalidades.
Con una veintena de puntos el ministro de Desarrollo Productivo, Matias Kulfas junto con el subsecretario de Hidrocarburos, Juan José Carbajales, oficializaron el nuevo Esquema de Gas 2020-2024.
Dentro de los lineamientos se establece que los productores que deseen participar deberán comprometerse a “sostener o aumentar la inyección promedio del trimestre mayo-julio 2020”.
Se licitarán 70 millones de m3/d de gas que entrarán en el bloque base de 4 años y los contratos regirán a partir de septiembre-octubre del presente año.
Otro aspecto que fue informado por Plus Energético el pasado 18 de julio es la licitación por cuenca. “Para el bloque base se licitan 2,8 MM de m3/d en cuenca Noroeste, 42,2 MM de m3/d en Neuquina y 20 MM de m3/d en Austral”.
El esquema prevé que en caso de “no cubrir el volumen determinado por cuenca, se asignará dicho volumen a ofertas de otras cuencas” siempre y cuando haya capacidad de transporte contratada y disponible.
Entre las condiciones que el gobierno planteó a las operadoras Off Shore existe la condición que “los productores deberán compensar el diferencial entre la producción base y su producción real con gas importado o inyecciones superiores a las comprometidas para los meses de junio, julio y agosto de los primeros cuatro años del esquema”. Este escenario prevé el desarrollo de los proyectos Off Shore en la cuenca Austral otorgando un periodo diferente a los proyectos On Shore.
La diferencia con el esquema de la anterior gestión es que el precio se fijaba entre el Estado y las operadoras, y este proyecto intenta buscar que el precio suja del mercado. Para ello el esquema prevé el método de subastas entre los productores y los distcos (distribuidores locales).
A los efectos de comparar las ofertas de distintas cuencas, el esquema considera el costo del gas retenido hasta el centro de carga para la cuenca Neuquina en 4,86%, para Tierra del Fuego en 11,27% y para la Noroeste en 5,20%.
Dentro de los conceptos que se transmitieron, se recalcó que el precio que oferte cada productor será “el que perciba a lo largo de los cuatro años”, determinando que el precio máximo establecido será de U$D 3,4 MMBTu.
Otro de los aspectos informados fueron las penalidades por incumplimiento. Entre el 85% y 95% de entrega, la operadora sufrirá un “descuento proporcional al porcentaje de incumplimiento” mientras que para la operadora que incumplan por debajo del 85% regirá “la imposibilidad de cobrar el precio subastado" en dicho período.
A su vez, si la inyección durante los meses del periodo invernal de cada año es inferior a la comprometida, el productor deberá garantizar el suministro con gas importado. Y si se registran incumplimientos por seis meses seguidos, “el productor quedará excluido del esquema y se ejecutarán las cauciones”
Si bien todo el modelo apunta a sustituir las importaciones de gas en el periodo de cuatro años, también posibilita -con el previo cumplimiento de lo comprometido- obtener permisos firmes de exportación de hasta 4 MM de m3/d para la cuenca Neuquina y hasta 2 MM de M3/d para la cuenca Austral.
Un esquema que busca transparentar el sistema, manejarse bajo las condiciones del mercado -con una participación inicial del estado- y sustituir la importación de gas en los próximos años. De lograr la implementación y resultados de mediano plazo, el esquema posibilitará disminuir la tarifa del gas y de la generación eléctrica; dos recursos importantes para el desarrollo industrial.
