Al 29 de septiembre, se suscribieron ocho contratos entre productoras y empresas chilenas o ubicadas en Chile para la comercialización de gas natural. De los ocho, cuatro involucran a Methanex, la firma canadiense emplazada en la Región de Magallanes. Medido en términos de volúmenes a ser exportados, esta compañía absorbe hasta el momento un 61% del total comprometido. Los cuatro contratos son repartidos en partes iguales entre Total Austral, PAE, Wintershall y CGC. Como se aprecia de la tabla, los ingresos derivados de las ventas de gas reportarán a cada empresa un promedio de 68,5 millones de dólares. El total, oscilará entre 237,9 y 310,3 millones.
¿Qué sucedió en 2017? Ni VP pudo compensar el desastre: el año terminó con una caída del 0,7% (incluyendo el mega-yacimiento de la "pesada herencia"). ¿Y descontando VP, que es como debe evaluarse la política gasífera macrista? Sin el aporte de VP, 2017 cerró con una producción negativa del 3,3%. Además: comparando la barra violeta de 2017 con la blanca del 2015, se advierte que dos años después de incrementos exponenciales de las tarifas y del gas en boca de pozo, el régimen neoliberal produjo menos gas que dos años antes (-2,9%). Tener presente, por último, que en enero de aquel año Macri había prometido una revolución de la producción, del empleo y de las inversiones en Vaca Muerta.
Como se mencionó al comienzo, este Observatorio encontró que de haber continuado y terminado el proyecto del GNEA, el macrismo hubiera podido incorporar un total de 755.555 usuarios nuevos oriundos de las provincias de Formosa, Chaco, Corrientes, Misiones, norte de Santa Fe y este de Salta. Dicha cantidad de usuarios deberían haber estado conectados al sistema de abastecimiento de gas de red desde enero de 2018. Cruzando las exportaciones a Methanex confirmadas al 11 de septiembre de 2018, encontramos que un 60% del gas natural que esta empresa procesará para elaborar metanol y exportarlo a mercados asiáticos, europeos y de América del Norte podría haberse destinado a cientos de miles de usuarios residenciales y comerciales de provincias y regiones sin gas de red.
Como fuera adelantado por este Observatorio a finales de julio (ver bibliografía), se registró en el mes de junio una fortísima desaceleración de la demanda para este sector, fiel reflejo de la recesión y la atrofia progresiva del mercado interno, al pasar de 5,3% de crecimiento a 0,04% (estancamiento) interanualmente. Pues bien, tomando el trimestre entre junio y agosto, vemos que del estancamiento se involucionó a una caída del 1,2%. Y más grave aún: la demanda se ubicó 3,1% debajo de la de 2015 y 0,2% menor que la de 2013. La transitoria recuperación de 2017 ya es historia. A la recesión y a las políticas de ajuste que están siendo profundizadas, súmese el tarifazo del gas y la electricidad. No por nada hasta la UIA reclamó, en la última audiencia pública (septiembre), suspender los incrementos previstos.
Hallazgos (actualizado al 28 de septiembre de 2018)
1) Cuatro productoras: CGC, PAE, Wintershall y Total Austral.
2) Ocho contratos en total. Total Austral (1), CGC (2), Wintershall (2) y PAE (3).
3) Dos cuencas involucradas: Cuenca Neuquina y Cuenca Austral.
4) Dado que el volumen promedio mensual producido en 2017 fue de 3.781 millones de m3, y que los volúmenes totales de exportación ascienden a 3.149 millones de m3, al momento se han comprometido exportaciones equivalentes a un 85% de la producción promedio mensual de 2017.
5) El precio piso promedio es de 3,83 US$/MMBTU, mientras que el tope promedio de 4,36 US$/MMBTU. El promedio entre ambos es de 4,09. Si multiplicamos este valor por las cantidades de exportación (trasladadas a MMBTU), el monto comercializado por las cuatro compañías rondará los 460 millones de dólares.
6) Methanex absorberá un 61% del total exportado (en volúmenes). Colbún S.A., un 28% y AGESA S.A. 12%.
7) El gas exportado a Methanex procederá de dos áreas. La primera y mayoritaria, es la denominada Cuenca Marina Austral - 1 (CMA-1), jurisdicciones de la Provincia de Tierra del Fuego y del Estado nacional. Esta concesión, operada por Total Austral, es propiedad del consorcio integrado por la francesa, PAE y Wintershall. La segunda, no especificada, pertenece a la empresa CGC y está ubicada en la Cuenca Austral (Provincia de Santa Cruz).
8) El gas exportado a Colbún S.A. será provisto por CGC, PAE y Wintershall. Para la primera, el recurso, según figura en la solicitud de permiso de la propia empresa, es "Gas propio y/o de terceros en Cuenca Neuquina -Aguada San Roque y Lindero Atravesado- y/o Gas propio en Cuenta Austral, indistintamente". Para la segunda, será de "Aguada San Roque y Lindero Atravesado - Cuenca Neuquina". Y para la tercera, "Gas Propio en Cuenca Neuquina - Aguada San Roque y Aguada Pichana Este".
9) El gas exportado a AGESA S.A. será provisto por PAE y provendrá de "Aguada San Roque y Lindero Atravesado - Cuenca Neuquina".
10) PAE es la primera exportadora en cantidades, con un 35% del total comprometido al momento. Sigue Wintershall, con un 25%; luego CGC, con un 24%; y Total Austral con un 15%.
Sin sobreprecios a Rocca y Eurnekian la producción enero-julio hubiera caído. Este Observatorio encontró que, de no haber sido por las resoluciones 46 y 447, la producción de gas nacional hubiera caído en 2018. Dichas resoluciones, ahora a punto de ser eliminadas según recientes trascendidos oficiales, subsidiaron con dinero de la ajustada y humillada ciudadanía las concesiones de los magnates referidos, a la sazón socios del régimen neoliberal en el poder. A decir verdad, la ciudadanía, padeciendo tarifas de servicios públicos impagables desde hace un año, es obligada ahora a pagar sobreprecios a estas dos productoras. En efecto, un gas de Vaca Muerta cuyo precio (3,5 US$/MMBTU) develado por Iguacel, lo pagamos 7,5 US$/MMBTU para las concesiones de Tecpetrol y CGC que ingresaron en dichas normativas.
Expansión del servicio público de gas en Córdoba se redujo entre 2015 y 2017 un 39%, a pesar del tarifazo por supuesto. Al primer semestre de 2018, seguía por debajo de 2015, igual período, un 22%. La licenciataria de distribución en la provincia es Gas del Centro, propiedad de Nicolás Caputo, entre otros apellidos.
Sumando lo ganado por ambas distribuidoras entre enero y julio de 2018 respecto de 2017, vemos que la mejora fue del 465% (204 millones a 1.153 millones).
Asimismo, comparando las ganancias totales de 2017 (1.359 millones de pesos) con el correspondiente a los primeros seis meses de 2018 (1.153 millones) se aprecia claramente que entre las dos llevan ganado al mes de julio un 85% de todo lo ganado en el año anterior. De continuar con esta tendencia, y a la que deberán aplicarse los incrementos en los cuadros tarifarios a partir de octubre, el mínimo de ganancias para 2018 será de 2.306 millones de pesos, esto es, un 70% superior a la de 2017. ¿Se entiende por qué decidieron en marzo de este año -incluso antes de la confirmación del veto de Macri al proyecto de ley de Emergencia Tarifaria- repartirse en calidad de dividendos todo lo ganado en 2017?
YPF S.A. explicó el 58% de los volúmenes positivos entre los primeros siete meses de 2014 y 2015. Le seguía PAE con el 22%, GyP del Neuquén y Petrobras con el 8% y 6%, respectivamente.
Tres años más tarde, vemos que Tecpetrol (Techint) explica el 78%, seguida por Pampa Energía (Mindlin) con el 8%, la estadounidense ExxonMobil con el 4%, PAE y Vista Oil con 3% y 2,1%, respectivamente. ¿E YPF? Un paupérrimo 1,5%.
Se aprecia la desmejora progresiva de YPF en lo que va de 2018. El promedio de variación (involución) para los períodos seleccionados es de -1,8%. Nótese la diferencia abismal con las variaciones para iguales meses correspondientes a 2015. Entonces, el promedio de expansión fue del 14,2%.
¿Qué hubiera pasado con la producción de no haberse subsidiado (bajo resoluciones 46 y 447) Fortín de Piedra (Tecpetrol), Campo del Indio Este - El Cerrito (CGC) y también Estación Fernández Oro? La producción hubiera caído 0,9%.
Con el régimen neoliberal la apertura indiscriminada batió récord de importaciones de combustibles, las cuales mensuradas a nivel consumo interno condujeron a un empeoramiento de la autosuficiencia. En efecto, entre 2015 y 2017, el peso de las importaciones de nafta y gasoil en la demanda del mercado interno de estos mismos insumos pasó de 8,7% a 11%; en cuanto a la demanda en estaciones de servicio, de 12% a 15,5%. La tendencia se acentúa en 2018: Entre enero y julio, las importaciones de combustibles (nafta, gasoil, aerokerosene y aeronaftas) crecieron 14% respecto de igual período del año pasado. Respecto del 2015, mismos meses, ascendieron un 45%.
La petrolera propiedad de Paolo Rocca más que duplicó su producción, al saltar de 844,8 millones de m3 (MMm3) a 1.722 MMm3. Ello fue posible gracias a los subsidios (sobreprecios) estatales pagados a la empresa en el marco de la Resolución 46.
Entre enero y julio, las importaciones de combustibles (nafta, gasoil, aerokerosene y aeronaftas) crecieron 14% respecto de igual período del año pasado. Respecto del 2015, mismos meses, ascendieron un 45%. La fuga de dólares energéticos ya roza los 1.000 millones de dólares. Medidas las importaciones en los montos erogados, se observa un incremento para los primeros siete meses del 50%, al pasar de 602,4 millones de dólares el año pasado a 901,1 millones. La diferencia en relación a 2015 es de un 59%.
De acuerdo a un informe publicado por OETEC a fines de agosto "¿Exceso de gas? Porque así lo quisieron. El caso de la paralización del GNEA" (ver bibliografía), un 60% del volumen exportado a Methanex hubiera podido destinarse a 755.555 usuarios residenciales y comerciales de las provincias de Formosa, Chaco, Misiones, Corrientes, este de Salta y norte de Santa Fe. Hablamos de las provincias y regiones afectadas por la decisión del régimen neoliberal de paralizar el proyecto del Gasoducto del Noreste Argentino -ahora directamente descartado- desde su mismísima asunción en diciembre de 2015. Al analizar los contratos de exportación autorizados a la fecha, hablamos de un volumen total comprometido de 1.917 millones de m3, el cual de no mediar restricciones de abastecimiento será enviado a Methanex desde el gasoducto Cóndor (Santa Cruz) - Posesión (Chile) durante un período de 21 meses, a razón de 3 millones de m3 diarios.
