Los 10 puntos del esquema que prepara el gobierno para ordenar el mercado de gas
El Ejecutivo retomó en estos días las negociaciones con la industria para presenta un esquema de precios que permita reactivar la perforación de pozos de gas. Los principales ejes de la iniciativa y los puntos sobre los que aún no hay acuerdo.
Tras un par de semanas en las que avanzó internamente con el diseño técnico de la iniciativa, el gobierno retomó a fines de la semana pasada la discusión con la industria petrolera para definir una metodología que reactive la perforación de pozos de gas. La meta es garantizar el aprovisionamiento del fluido para el invierno de 2021 para que no se disparen las importaciones del Gas Natural Licuado (LNG). Las videoconferencias con los productores del país continuaron incluso durante el n de semana. Puertas adentro, el Ejecutivo ya no habla de un Plan Gas 4.0, tal como se había denominado en principio al nuevo programa de estímulo. Ahora se lo presenta como un esquema integral que buscará reordenar el mercado de gas por los próximos cuatro años.
La iniciativa en la que trabajan funcionarios del Ministerio de Desarrollo Productivo prevé también avanzar también en la planificación de cómo saldrá del congelamiento de las tarifas de gas y electricidad durante el primer bimestre de 2021. Fue uno de los pedidos del ministro de Economía, Martín Guzmán, que pretende anticipar con cierta precisión cuál será el costo fiscal de la iniciativa para garantizar la oferta de gas hasta 2024. Para eso es necesario definir qué porcentaje de ese costo se trasladará a las tarifas que pagan los usuarios residenciales, comercios y PyMEs.
Estructura
EconoJournal accedió a la hoja de ruta que distribuyó el gobierno entre las petroleras para encarar la última fase de la discusión. Son 17 puntos que explican cómo funcionará el esquema de subastas en cabeza de Cammesa, la empresa que administra el Mercado Eléctrico Mayorista (MEM), con el que el gobierno apunta a dar las señales necesarias para reactivar la perforación de pozos de gas, que está virtualmente interrumpida desde mediados de 2019.
A continuación, las principales característas del esquema que cranearon funcionarios del gobierno.
1. Se subastan 70 millones de metros cúbicos diarios (MMm3/d) de gs en un bloque único a inyectar a partir de mayo de 2021. Este volumen no podrá representar más del 70% de la producción de las empresas, por lo que el volumen total a inyectar en el sistema será de 100 MMm3/día.
2. La subasta se divide por cuenca: hasta 50 MMm3 en Neuquina y hasta 20 MMm3 en Austral.
3. Los proyectos offshore tendrán un plazo total de 7 años. Los productores offshore deberán aportar GNL y/o combustible (equivalente marginal diario del MEM) durante el período de demora de inyección, lo que incluye exclusivamente a los períodos invernales de 2021 y 2022.
4. En caso de no alcanzarse el volumen total licitado en la 1° ronda, se prevé una 2° ronda complementaria donde cada productor se compromete a compensar su falta de volumen inicial con importaciones a su cargo de combustible marginal durante el período invernal 2021.
5. Se definirá un precio máximo para la adjudicación de 3,4 USD/MMBTU (precio a valor presente). El precio ofertado estará expresado en dólares.
6. La subasta considera, en los precios ofertados, el peso de la Resolución 46/17-E, a menos que el productor renuncie a sus derechos (en sede administrativa y judicial, local e internacional), desde la entrada en vigencia de este esquema licitatorio.
7. Cada productor oferta un precio único que será el que percibirá a lo largo de los 4 años. Durante el período invernal (mayo-septiembre) se aplicará un factor de ajuste de 1,25 al precio ofertado; y, durante el período estival (octubre-abril), un factor de ajuste de 0,82 al precio ofertado.
8. El precio considerado para la adjudicación será igual al valor presente del precio promedio ponderado entre la oferta y la Res. 46/17-E, para los 4 años, con una tasa de descuento del 10%.
9. La penalidad por incumplimiento entre el 85% y el 95% de entrega será un descuento en el precio proporcional al porcentaje de incumplimiento. Por debajo del 85% de entrega, la penalidad será la imposibilidad de cobrar el precio subastado en el período de incumplimiento.
10. Si la inyección durante los meses del período invernal de cada año es inferior a la comprometida, el productor deberá compensar su falta de volumen haciéndose cargo del sobrecosto del combustible equivalente marginal diario del MEM.
Fuente: EconoJournal.