Atentos al borrador de Resolución sobre el acuerdo con los productores de gas para el desarrollo del sector les pasamos a contar un detalle sobre los principales puntos y el impacto que nosotros creemos tendrá en los costos. En negrita los párrafos mas importantes para la industria.
En base al nuevo proyecto PLAN GAS 4, se presentan a continuación las conclusiones de interés para el sector industrial:
1. El Plan Gas habilita a los productores a comprometer hasta el 70% de su producción en la demanda prioritaria y CAMMESA, mientras que el restante 30% del volumen se comercializará en el mercado no regulado (industrias).
2. Se licitan 70 millones de m3/d de gas que entran en el bloque base de 4 años. Lo que define un volumen mínimo a inyectar de 100 MM de m3/d, a partir de mayo de 2021.
3. Cada productor oferta un precio único que será el que percibirá a lo largo de los 4 años. Para el bloque base, 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 ( en lugar de 1.25)
4. Se definiría un precio máximo de 3,7 USD/MMBTU en NQN para los 4 años.
5. Para el período May21-Abr22 suponemos que el mercado mostrará un acomodamiento importante basado principalmente en que CAMMESA continuará gestionando toda la compra de centrales, pagando un precio más alto debido al riesgo de crédito que esto amerita. Suponemos que esos precios altos arrastrarán los valores para el mercado industrial, mostrando incrementos de 15% al 18% como piso.
6. Para los años siguientes se suponen aumentos del orden entre el 2-3%, alcanzando para el último periodo, May24-Abr25 precios promedios de 2.8-3.3 USD/MMBTU en la cuenca Neuquina y 3.8-4.3 USD/MMBTU en NOA.
Otros puntos importantes:
1. Los productores que deseen participar deberán comprometerse a sostener o aumentar la inyección promedio del trimestre mayo-julio 2020.
2. Se licitarán volúmenes adicionales para los Períodos Estacionales de Invierno de esos 4 años, en función de las capacidades de transporte remanentes contratadas por las demandas de Distribuidoras y usinas térmicas.
3. La licitación se divide por cuenca. Para el bloque base se licitan 2,8 MM de m3/d en Noroeste, 47,2 MM de m3/d en Neuquina, y 20 MM de m3/d en Austral. En caso de no cubrir el volumen de una cuenca determinada, se asignará dicho volumen a ofertas de otras cuencas siempre que haya capacidad de transporte contratada y disponible.
4. Para la producción off shore se establece un plazo adicional de 4 años (total de 8).
5. A los efectos de comparar las ofertas de distintas cuencas, se considerará el costo del gas retenido hasta el centro de carga: 4,86% para cuenca Neuquina y 11,27% para cuenca TDF y 5,20 para cuenca Noroeste.
6. Cada productor oferta un precio único que será el que percibirá a lo largo de los 4 años. Para el bloque base, 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.
7. El precio considerado para la adjudicación será igual al valor presente del precio promedio ponderado, de los volúmenes del bloque base, para los 4 años (8 para off shore), descontados al 10% e incluyendo el costo del gas retenido.
8. Se definiría un precio máximo de 3,7 USD/MMBTU en NQN para los 4 años.
11. El precio ofertado será el que le corresponderá cobrar a cada productor adjudicado durante la vigencia del esquema.
12. Las penalidades por incumplimiento entre el 85% de entrega y el 95% serán un descuento en el precio proporcional al porcentaje de incumplimiento. Las penalidades por incumplimiento debajo del 85% serán la imposibilidad de cobrar el precio subastado en el período de incumplimiento. 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 con gas importado o inyecciones superiores a las comprometidas, o pagando el equivalente a 2 veces el volumen a compensar valorizado al precio ofertado por un factor de ajuste de 1,25.
13. El orden de mérito resultante de la licitación define: (i) el ingreso en el bloque al precio ofertado; (ii) el orden en el que se corta la inyección ante excedentes de oferta en períodos de baja demanda; (iii) la prioridad para exportar (de acuerdo al volumen a contratar con CAMMESA).
14. En función del orden establecido en el punto anterior, se asignará la posibilidad de obtener permisos firmes de exportación por 4 MM de m3/d en Neuquina y 2 MM/d de m3 en Austral.
15. Adicionalmente, sin tener en cuenta el orden mencionado, previo al inicio del período estacional de verano, se asignarán a cualquiera de los Productores de cada cuenca, permisos firmes adicionales a los mencionados en el punto precedente por 3 MM de m3/d en Neuquina y 2 MM de m3/d en Austral.
16. Se determinará el precio de la demanda prioritaria, determinándose el nivel de subsidios a cubrir por el Estado.
17. Se adjuntará el modelo de contrato a firmar con Distribuidoras y CAMMESA con un Deliver or Pay (DOP) del 100% diario y un Take or Pay (TOP) del 75% mensual
Saludos y estamos a disposición por cualquier consulta
