Un plan adecuado a una política energética nacional debería considerar a la Ley 26.741 vigente desde mayo de 2012. En su primer artículo declara “de interés público nacional y como objetivo prioritario de la República Argentina el logro del autoabastecimiento de hidrocarburos, así como la exploración, explotación, industrialización, transporte y comercialización de hidrocarburos, a fin de garantizar el desarrollo económico con equidad social, la creación de empleo, el incremento de la competitividad de los diversos sectores económicos y el crecimiento equitativo y sustentable de las provincias y regiones”. También explicita que “los hidrocarburos como factor de desarrollo, tienen la necesidad de incrementar la competitividad, la promoción de la industrialización de los mismos y la protección de los intereses de los consumidores relacionados con el precio, calidad y disponibilidad”.
A contramano de estos conceptos, en mayo de 2017 el Ministerio de Energía a cargo del ingeniero Juan José Aranguren –actualmente denunciado penalmente por Federico Bernal, interventor del Enargas– emitió la Resolución 46/17 con un Programa de Estímulo de la inversión en desarrollos de producción de gas natural provenientes de reservorios no convencionales para la cuenca neuquina. En su Apartado I el programa se reduce a definir un precio para el gas natural no convencional de la cuenca para los tres años siguientes. Son precios escalonados, sin un programa de producción asociado. Llevan el valor original de promoción al aprendizaje, vigente por cinco años hasta 2018 de 7,50 u$s/MBTU, a retribuir con 7,00 para 2019, a 6,50 para 2020 y 6,00 para 2021. Ese supuesto “programa” no era más que una tabla de precios sin justificación, ni referencia a evaluaciones de carácter técnico-económico, ni contraprestaciones. Se refiere en forma exclusiva a la fijación de precios a pagar a los productores hasta el 31 de diciembre de 2021.
La producción del shale gas en el 2019 fue de 11.540 millones de m³. El subsidio para que las empresas cobraran 6,50 u$s/MBTU resultó cerca de 1.700 millones de dólares. De la resolución de Aranguren no sale ningún indicio de evaluación de costos de extracción de los cinco años de “aprendizaje”, ni ninguna referencia del por qué pagar cada precio en cada año. Por todas las faltantes de documentación respaldatoria, los precios indicados fueron absolutamente arbitrarios, contraviniendo específicas normas de la administración pública nacional. Debiera algún fiscal de la Nación evaluar si esas transferencias fueron pertinentes.
Esta forma de resolver un plan de gas al estilo Aranguren lamentablemente parece seguir estando presente en la Subsecretaría de Hidrocarburos. En lugar de ser un producto de planificación genuina de la Secretaría de Energía, está atravesado por requerimientos del lobby petrolero que quiere implementar precios privilegiados del gas y en dólares. El propósito central del Plan Gas IV es tener un precio del gas inicial atractivo para las petroleras, de 3,40 u$s/MBTU por 4 años. El precio, en lugar de reducirse por mejoramientos productivos y eficiencia, tiene incrementos, sobrepasando más allá de los 4 u$s/MBTU, sin un adecuado estudio, auditoría y evaluación de los costos de la producción.
Esos precios hacia valores cada vez menos atractivos para la población y para el país que se encuentra en una emergencia postpandemia, no son competitivos, por ejemplo, con el Henry Hub –confluencia de gasoductos productivos de Estados Unidos– que hace años se halla fluctuando debajo de los 3,0 u$s/MBTU.
El gas natural es un producto cuyo destino (95%) es para el mercado interno. Fijando su valor en dólares, el mal que nos depara es enorme al herir seriamente las posibilidades de reactivación de la industria nacional y el consumo sustentable de la población.
El gas de Vaca Muerta no debiera priorizarse para la exportación extractivista, sino para la industrialización y la exportación con valor agregado. El presidente Alberto Fernández dijo en su oportunidad que el precio del gas debe ser en pesos. El ministerio de Economía debiera prestar atención a fijar un valor del gas sustentable para el mercado interno, evitando subsidiarlo. Un valor, por ejemplo, debajo de 3,00 u$s/MBTU se posibilita por la sobreoferta de la decena de pozos ya hechos con gas existente y disponible bajo tierra. También influye en un precio competitivo la baja del 50% en los costos de los pozos horizontales últimos. En un informe de YPF de junio pasado se indica el costo de un pozo horizontal de cerca de 3.000 metros en 8 millones de dólares: con un EUR (Estimated Ultimate Recovery) dado por los estudios de la EIA, sobrepasa para la zona oeste madura de Vaca Muerta una producción de más de 400 millones de m³. Ello implica un valor neto al presente cercano a 0,5 u$s/MBTU. Con gastos indirectos plenos, el precio de 2,50 u$s/MBTU resulta en una rentabilidad atractiva.
También para los pozos de petróleo con gas asociado, los costos de extracción se pueden computar unificados para el mix de gases y crudo a este último. El de gas regulado acotado al mercado interno y el crudo con una fluctuación según precios internacionales.
La emergencia nacional que deviene de la post pandemia requiere que el precio del gas PIST (Precio al Ingreso a los gasoductos) se regule por la ley, en pesos y en base a una seria auditoría de los costos.
Bruno Capra es ingeniero e integrante del Grupo Bolívar. Andrés Repar es ingeniero y exvicepresidente del ENARGAS. Ambos son integrantes del IESO (Instituto de Energía Scalabrini Ortiz).
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