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Los productores de gas en la Argentina estiman que una readecuación del costo de la producción a boca de pozo en torno a los 4,7 dólares por millón de BTU “es un precio razonable que permitirá reacomodar el sector”, pero que requerirá un incentivo mayor para continuar el desarrollo del shale, de acuerdo a las estimaciones que hace la industria sobre la anunciada revisión tarifaria.

“Para la continuidad de las operaciones y el desarrollo del gas convencional disponible e inclusive algunos emprendimientos de tight gas, un valor en torno a los 4,7 dólares por MBTU es razonable para acomodar los tantos y salir de la caótica coyuntura”, coincidieron fuentes de las principales operadoras en referencia a un nuevo esquema tarifario que comenzaría regir el 1 de marzo .

El nuevo precio mayorista -al que las petroleras le venden a las nueve distribuidoras Metrogas, Gas Natural BAN, Camuzzi Gas Pampeana, Camuzzi Gas del Sur, Gas del Centro, Gas Cuyana, Litoral Gas, Gasnor y Gasnea- dejaría atrás la diversidad de precios que el Estado viene reconociendo por atraso tarifario y subsidios.

No obstante, el nuevo valor -que el sector maneja como posible ya que el Ministerio de Energía aún no se definió al respecto-, “sería insuficiente para sostener el desarrollo del shale”, afirmaron desde las petroleras al avalar la idea de que el Gobierno de Mauricio Macri “saque un esquema de incentivo a la producción que reemplace el Plan Gas I y el Plan Gas II y que analice proyecto por proyecto en los no convencionales”.

Mediante los dos planes implementados desde el desarticulado Ministerio de Planificación en 2012 y 2014 se tomó como base un precio del gas viejo a 2,3 dólares por millón de BTU para reconocer, mediante distintos parámetros de incremento de inversiones y de los volúmenes de extracción, un gas nuevo subsidiado de hasta 7,5 dólares por millón de BTU, con varias escalas intermedias.

Ahora, la anunciada recomposición de los cuadros tarifarios del gas que analiza el Ejecutivo tendrá efectos sobre el costo a boca de pozo, el transporte y la distribución, pero además buscará atender el reclamo de las empresas del sector de reordenar esta amplia variedad de precios que configuró el Estado en los últimos años, y la complejidad de las categorías de usuarios.

La factura del usuario final está compuesta por el cargo fijo que es el costo de producción del gas, el cargo variable por metro cúbico consumido, el cargo de transporte y de distribución y las distintas tasas impositivas de acuerdo a la jurisdicción, a las que también se suman otros fondos especiales destinadas a cubrir los costos de importaciones de gas y a realizar obras de mantenimiento y ampliación de las redes.

En ese esquema, las fuentes consultadas explicaron a Télam que en la actualidad las nueve distribuidoras de gas atienden a sus clientes -desde el residencial hasta el industrial- a través de 12 categorías de usuarios y 9 precios diferenciales, dentro de los cuales se deben realizar otras cuatro diferenciaciones de acuerdo a si existe un ahorro mayor al 20 por ciento, menor al 20 por ciento, sin ahorro y los exceptuados de los incrementos.

En el sector de la distribución, el más complejo del esquema, los costos de las empresas más grandes se extienden desde los 56 pesos por cada mil metros cúbicos para las categorías residenciales más bajas R1 y R2, hasta el más caro del residencial R4 -sin ahorro- que es de 1.510 pesos por cada 1.000 metros cúbicos.

En conjunto, para cada categoría varían el monto de subsidios, cargos fijos, impuestos y el costo del gas importado.
En este combo tarifario, los actores del sector explicaron que el eslabón de transporte y distribución son los eslabones más relegados en toda la cadena, ya que se mantuvieron casi sin aumentos significativos desde 2001.

Las transportistas cobran por cada mil metros cúbicos de gas 26 pesos si el origen del fluído es la Cuenca Neuquina -de las cinco en producción en el país, la más próxima al área metropolitana- y de 44 pesos de la Cuenca Fueguina, la de trayecto más extenso.

La consecuencia de este largo congelamiento fue la reducción a mínimo de las tareas de mantenimiento -ya no preventivo sino correctivo de la red- y la casi nula inversión en nuevas obras que en los últimos años asumió el Estado nacional, aseguraron las fuentes.

A este subsidio indirecto que recibían las transportistas, se sumó el que percibían las distribuidoras a partir del fideicomiso de inversiones que figuraba en las boletas de los usuarios finales y que permitió en 2012 conformar el Fondo para Obras de Consolidación y Expansión, conocido como Focegas.

Con la baja de los precios internacionales de los hidrocarburos, el Estado redujo sensiblemente su gasto en las compras de gas a Bolivia, cuyo valor actual ronda los 3,7 dólares por MBTU de un pico histórico de hasta 8 dólares.

El ahorro también llegó en el rubro de las importaciones de Gas Natural Licuado que llegó a estar en su momento más caro en los 15 dólares por MBTU, hasta los menos de 6 dólares actuales, a valores internacionales más allá que su origen sea Qatar, Trinidad Tobago y Argelia, de donde provienen los barcos de GNL.

Hoy, de los 25 a 30 millones de metros cúbicos diarios de gas de demanda interna se abastece en un 70 por ciento por la producción local, mientras el 30 por ciento restante se cubre con importaciones de gas boliviano y el GNL, casi en proporciones idénticas.
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