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Argentina se apresta a lanzar la segunda licitación correspondiente al Plan Gas 4 para incrementar la producción de gas natural durante el invierno austral y reducir los volúmenes de GNL importado.

Con ello, la Secretaría de Energía busca evitar un mayor drenaje de las escasas reservas de libre disponibilidad con las que cuenta el Banco Central.

“Esta segunda ronda tiene por objeto básicamente obtener el mayor volumen posible de gas argentino para el pico invernal para ahorrar la mayor cantidad de gas importado posible, generando simultáneamente un ahorro de divisas y una disminución del costo fiscal”, señaló el titular de la cartera, Darío Martínez, en un comunicado.

El objetivo del gobierno es utilizar la licitación que realizará la estatal mayorista de electricidad, Cammesa, por orden y cuenta de energética estatal Ieasa, para intentar incentivar la producción entre mayo y septiembre mediante el subsidio del precio, lo que le resultaría más barato que las importaciones, que cuestan al menos US$2 por millón de BTU (MBTU).

De esta forma, buscará cubrir con producción local parte de la brecha de 24,8 millones de metros cúbicos diarios (Mm3/d) que surge entre los 134M3/d que estima será la demanda durante este año y los 109Mm3/d que espera generar el país, incluida la primera ronda del Plan Gas 4.

Según los pliegos de la licitación, las empresas deben suministrar 3,50Mm3/d en mayo, 12,5Mm3/d en junio, 17,6Mm3/d en julio, 10,4Mm3/d en agosto y 3,21Mm3/d en septiembre desde la cuenca Neuquina. De la cuenca Austral deberían provenir 6,01Mm3/d en mayo, 8,46Mm3/d en junio y en julio, 8,72Mm3/d en agosto y 6,00Mm3/d en septiembre.

Sin embargo, la Secretaría de Energía advierte que los volúmenes de mayo podrían quedar vacantes, dada la cercanía que existe entre la fecha de adjudicación y la estipulada de entrega.

A su vez, las compañías deberán detallar mes a mes su capacidad de suministro para estos cuatro años, con la salvedad de que los volúmenes totales en millones de metros cúbicos que ofrezcan entre 2022 y 2024 no podrán superar en más de un 20% a los de 2021, ni ser inferiores en junio, julio y agosto a los de mayo y septiembre.

Las compañías interesadas tienen hasta el 24 de febrero para realizar consultas y hasta el 2 de marzo para presentar sus ofertas. Los sobres se abrirán ese mismo día y al siguiente se realizarán las vistas de las propuestas entregadas. Una comisión evaluadora se tomará hasta el 5 de marzo para analizar la documentación y se adjudicarán los contratos el 10 del mismo mes.

El gobierno planea pagar hasta US$3,50/MBTU por la diferencia entre los montos que oferten las empresas y el promedio que se abone para cubrir las tarifas.

Para esta nueva convocatoria, la Secretaría de Energía estableció que las compañías deberán proponer un precio igual o inferior al del gas natural en el punto de ingreso al sistema de transporte (PIST) estipulado en la licitación del 29 de diciembre, multiplicado por un coeficiente de 1,30.

La primera ronda fracasó en su intento de conseguir los volúmenes que se necesitarían para el invierno, ya que tan solo se recibieron tres propuestas —de Total Austral, YPF y Tecpetrol—por total de 3,60Mm3/d a un promedio de US$3,58/MBTU.

Una primera prueba del comportamiento de los precios en el mercado nacional se realizará durante el concurso que realizará Cammesa el 24 de febrero para el aprovisionamiento correspondiente a marzo.

Por el momento, el gobierno no ha podido incrementar la producción de gas natural, ya que en enero esta cayó 11,5% a 115Mm3/d frente a los 130Mm3/d alcanzados en el mismo mes del año anterior, pese al programa de incentivos Plan Gas, según la Secretaría de Energía.

La contracción no hace más que continuar con la tendencia que mostró el país en 2020, cuando la generación del gas se redujo 8,45% a los niveles de 2017. La producción llegó a 124Mm3/d en comparación con los 135Mm3/d de 2019.

Para cubrir la brecha invernal, Argentina importa gas desde Bolivia, quien será la encargada de proveerle al menos 14Mm3/d durante el invierno y 10Mm3/d el resto de los meses, según la quinta adenda del convenio de venta de fines del año pasado.

“Tomaremos todas las decisiones necesarias para compensar de la mejor forma posible el declino de la producción boliviana, la baja hidraulicidad de nuestras cuencas y el empalme del declino de la producción nacional con la puesta en marcha del Plan Gas”, explicó Martínez.

El resto será cubierto con la importación de GNL que arribe a los puertos de Escobar y Bahía Blanca. Para esto, Ieasa —a través de YPF— convocará una licitación internacional con el fin de contratar un barco regasificador entre el 1 de junio y el 31 de agosto.

El año pasado, la energética estatal compró un promedio anualizado de 4,45Mm3/d en 31 embarques que llegaron al puerto del noreste de la provincia de Buenos Aires, para los que desembolsó US$189 millones.

Esta cifra podría multiplicarse en 2021, ya que el año pasado hubo una caída del consumo por la cuarentena impuesta por el gobierno, a lo que se suma el colapso del precio del GNL al desplomarse la demanda mundial.

Para este año, el mercado espera valores en torno a los US$5,50/MBTU, a los que hay que sumarle un incremento de los costos del barco regasificador que deberá atracar en el puerto de Bahía Blanca,