Desde el punto de vista volumétrico, se puede considerar que los resultados de la licitación del Plan Gas han sido exitosos, ya que se logró que los productores se comprometan a inyectar casi el total de los 70 MMm3 diarios, que tendrán como destino la demanda de las distribuidoras y las centrales térmicas.
El total de las ofertas sumaron un volumen base de 64 MMm3 más 4 MMm3 a inyectar en el pico de demanda invernal.
Los productores que han adherido al Plan han sido los más grandes, entre los cuales aparecen YPF, TOTAL/PAE/WINTERSHALL, Tecpetrol, Pluspetrol y Pampa. Estos productores reúnen casi 65 MMm3/día del volumen ofertado.
También han adherido productores más pequeños, con volúmenes chicos.
En lo referente a precios ofertados, se puede ver que el volumen de NQN muestra un precio promedio de 3,57 USD/MMBTU, para los 4 años de vigencia del Plan.
Este precio se acerca demasiado al precio máximo establecido de 3,70 USD/MMBTU. Este valor promedio ha sido superior al esperado, ya que se especulaba con que los productores oferten precios inferiores, sobre todo los primeros años.
La cuenca austral ha sido otra de las sorpresas, debido a que el gas ofertado de 18 MMm3 diarios se valoriza a un precio promedio de 3,43 USD/MMBTU.
Si bien la cuenca sur ha declinado en los últimos años, creemos que este precio promedio se acerca al ofertado en NQN, lo cual no parece ser muy razonable, ya que desbalancea las cuencas debido a que los costos en citygate de ambas cuencas son muy dispares.
Esto creemos que impactará en las obligaciones TOP y en el despacho de los volúmenes para las distribuidoras, además de depender como siempre de las capacidades de transporte disponibles para llevar tales volúmenes hasta citygate, requiriéndose tales volúmenes en menor proporción que los de NQN.
En la cuenca NOA no se han ofertado volúmenes, como era de esperar.
Analizando como impactará esta licitación en el segmento no regulado, podemos realizar el siguiente análisis:
Los productores que adhieren a este Plan no pueden comprometer mas del 70% de su producción actual, lo que implica que le quedaría como mínimo un 30% para vender en el sector industrial. Analizando los resultados se puede ver que los productores grandes no han llegado a ofertar el 70% de su producción, quedando en un rango promedio de 55% a 65%.
La pregunta es: cuál será la estrategia de un productor importante que por ejemplo ha comprometido el 60% de su producción en el Plan Gas y le tendrá un 40% de su producción disponible para vender al sector industrial? Y por otra parte, cuál será la estrategia de venta al sector no regulado de los productores que no han adherido al Plan Gas?
Los siguientes ítems pueden guiarnos hacia una respuesta:
- A nivel de producción anual promedio, se puede decir que el total del volumen no comprometido en el Plan Gas es suficiente para abastecer la demanda industrial, mas allá de algún faltante en los momentos mas álgidos del invierno;
- Un productor que comprometió parte de su producción en el Plan Gas a un precio promedio de por ejemplo 3,50 USD/MMBTU, recibirá de la distribuidora la tarifa regulada por el ENARGAS, mas el subsidio del Estado por la diferencia (y un mecanismo similar por el gas entregado a CAMMESA). Estas condiciones son muy distintas a las ventas a las industrias, donde se paga en tiempo y forma. En el Plan Gas, las condiciones de cobro dependerán de situaciones que están fuera del alcance de este análisis;
- La demanda industria, si bien representa un volumen no muy importante (mas en estos tiempos), es un sector donde hay una fuerte competencia en lo referente a precios, y no va a cambiar;
- En el 2019/2020 las industrias cerraron contratos en NQN de 2,00–2,30 USD/MMBTU, con un tipo de cambio mucho menor al actual. Resulta difícil creer que las industrias sufrirán aumentos de gas del 40% en precio, mas el incremento que puede resultar de una virtual devaluación.
En base a los puntos mencionados anteriormente, creemos que el precio que una industria acordará por su suministro en el período 2020/2021 estará en un rango de 2,60-3,20 USD/MMBTU.
Tal como se estableció en el Plan, durante el período invernal (mayo-septiembre) se aplicará un factor de 1,25 al precio ofertado, y durante el período estival (octubre-abril) se aplicará un factor de 0,82 al precio ofertado. Los volúmenes adicionales para los Períodos Estacionales de Invierno tendrán un precio equivalente a el precio ofertado por cada Productor por un factor de ajuste de 1,30.
Esto significa que el precio promedio ofertado en cuenca NQN estaría dado por 4,46 USD/MMBTU en invierno y 2,93 en verano.
Los volúmenes adicionales para períodos pico en el invierno tendrían un valor de 4,65 USD/MMBTU.
Creemos, en base a este análisis de precios, que una industria que acuerde un precio promedio en NQN por ejemplo de 2,90 USD/MMBTU, le convendrá empuntar su precio en el período invernal por encima de los precios establecidos en el Plan Gas (4,46 USD/MMBTU), evitando cualquier inconveniente de redireccionamiento de su gas a centrales eléctricas, reduciendo su precio en el período estival.
Fuente: Ing. Luciano Lazaroni
