Martes  07 de Abril de 2020

YPF le vendió gas licuado a la ex Enarsa pero en el propio Gobierno cuestionan la operación

Este fin de semana se descargó en Escobar el primer cargamento que la petrolera estatal cerró con IEASA. La interna energética deja otro capítulo y en el Gobierno apuntan a los antecesores.

YPF le vendió gas licuado a la ex Enarsa pero en el propio Gobierno cuestionan la operación

La primera venta intraestatal de Gas Natural Licuado (GNL o LNG, por sus siglas en inglés) llegó este fin de semana al puerto de Belén de Escobar, en Buenos Aires, luego de que la empresa estatal Integración Energética Argentina (IEASA, ex Enarsa) le comprara el cargamento a YPF, que tiene el 51% de sus acciones en manos del Estado Nacional.

Fue la primera vez que se realizó una operación de compra-venta entre dos jugadores públicos, en un intercambio que estaba previsto cuando en 2018 se decidió que YPF contratara la barcaza licuefactora Tango FLNG a la compañía belga Exmar.

La barcaza licuefactora atracó en el puerto de Bahía Blanca a inicios de 2019 y suplantó al regasificador Exemplar, de la firma estadounidense Excelerate Energy, que había llegado al sur bonaerense en 2015 en reemplazo del Excelsior, que empezó a operar en 2008 en medio de la caída de la producción de gas natural en Argentina.

Aunque algunos medios informaron que el cargamento de 87.036 metros cúbicos (m3) de gas licuado o su equivalente de 52,2 millones de metros cúbicos (MMm3) zarpó el martes 24 de marzo del puerto Ingeniero White hacia España con la quinta exportación de gas licuado de YPF, el barco Methane Kari Elin, con bandera de Bermuda, atracó en Escobar el sábado 4 de abril en Escobar, tras unos días de navegar frente a las costas uruguayas, por malas condiciones meteorológicas.

Allí, el buque metanero descargó el gas licuado sobre la barcaza Expedient, también de Excelerate Energy, y partió el domingo 5, según corroboró El Cronista en base a los datos del sitio web Marine Traffic.

El buque Methane Kari Elin salió el martes 24 de marzo de Bahía Blanca con gas de YPF y lo inyectó para la ex Enarsa a partir del sábado 4 de abril en Escobar. El barco no fue a España, como se informó por otros medios 

La operación se realizó a un precio de u$s 2,6586 por millón de BTU (MMBTU), según fuentes oficiales, con 90.000 m3 de GNL que salieron de Bahía Blanca (esa es su máxima capacidad, informaron).

Pero lo sobresaliente es que distintas fuentes oficiales con tareas activas en el Estado Nacional cuestionaron profundamente la viabilidad económica del proyecto de licuefacción de gas de YPF, que sería una prueba para lanzarse en unos años a las exportaciones masivas, debido a una posible ampliación de la producción de Vaca Muerta, hoy jaqueada por el riesgo país y el Covid-19 (coronavirus).

En IEASA, que recuperará el nombre de Enarsa próximamente, el nuevo directorio lamentó que en la Secretaría de Energía le hubieran ordenado avanzar con esta operación y elevaron un informe que planteaba lo desventajoso que resultaba pagar por el GNL en lugar de un volumen equivalente de gas natural.

Al conocer que en la Mesa de Combustibles que organizó Energía en febrero se decidió dar el visto bueno a ese intercambio, el nuevo directorio de IEASA pidió instrucciones y recibió una nota suscripta por el secretario Sergio Lanziani que, alegando una orden del ministro de Desarrollo Productivo Kulfas, le dio vía libre a la compra de GNL.

Como se contó en otra oportunidad, existe una interna en el Gobierno en el área de Energía, que enfrenta al director de IEASA, Andrés Cirnigliaro, y su equipo, junto a los interventores de los entes reguladores del gas y la energía eléctrica (Enargas y Enre), contra el equipo de Kulfas.

En las cercanías de Casa Rosada brindaron detalles de esta venta, que se negaron a informar otras partes involucradas.

El charteador del Methane Kari Elin es de España y salió de Bahía Blanca con 90.000 m3 de GNL. Si la ex Enarsa hubiera comprado en el extranjero ese gas licuado, lo hubiera conseguido a u$s 3,107 /MMBTU, con lo que hubo un ahorro de casi u$s 0,45.

La empresa estatal que conduce Andrés Cirnigliaro habría erogado u$s 8,5 millones y habría ahorrado u$s 1,5 millón en importaciones.

Ese GNL se utiliza como back up en invierno ante una mayor demanda de gas natural de los hogares o en verano frente a un aumento del consumo de las generadoras termoeléctricas, que tienen centralizado su abastecimiento a través de la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico (Cammesa).

Con esto, en el Gobierno plantearon que lo correcto es comparar esta operación con las alternativas de GNL importado, de gas comprado a Bolivia (a u$s 6,20 por millón de BTU) o combustibles líquidos como sustitutos, con el fuel oil a u$s 10 y el gasoil a u$s 13 (estos últimos con mayor impacto ambiental negativo), y no con el gas natural por redes.

¿Un proyecto anti económico?

 

"Tanto el precio real de la venta como el netback están bajo siete llaves", había asegurado una fuente privada, que pidió reserva de nombre ante la consulta de este diario.

El netback es la cuenta hacia atrás de lo que ganó YPF por esa operación. Los consultores energéticos calculan que hay aproximadamente u$s 1 /MMBTU en la tarea de licuefacción, mientras que el transporte costaría en torno a los u$s 0,15 entre Neuquén y Bahía Blanca.

Es decir, que YPF tuvo una ganancia cercana a u$s 1,50 por millón de BTU en boca de pozo, un precio al cual el consenso de los distintos especialistas del sector indica que no hay rentabilidad posible y que ese valor no alcanza para repagar nuevas inversiones.

Por el elevado riesgo país y el desplome del precio interno del gas natural, desde agosto de 2019 no hay equipos perforando en busca de ese fluido.

Sobre un precio de u$s 2,6586 por millón de BTU, YPF cobraría menos de u$s 1,50 convertidos en pesos al tipo de cambio oficial, mientras que la ex ENARSA pagaría cerca de u$s 4, sin pesificarse. En el medio salen dólares a firmas extranjeras por licuefacción, flete y regasificación 

La cadena aguas abajo sigue con el costo del flete (el Methane Kari Elin) y la regasificación en Escobar, que también estaría cercana a u$s 1.

Por lo tanto, la empresa estatal IEASA habría pagado en Buenos Aires algo más que u$s 4 por millón de BTU ese gas que salió de Neuquén a u$s 1,50, siendo que en ningún caso el costo del transporte desde esa cuenca hasta el anillo del Gran Buenos Aires es tan caro.

Según consta en el tarifario vigente de Transportadora de Gas del Sur (TGS), la empresa $ 385,27 cada 1000 m3 de gas natural que transporta en condición interrumplible desde Neuquén a Bahía Blanca

Convertido a un tipo de cambio oficial de $ 65,07 por dólar (mayorista vigente al 7 de abril de 2020), el costo del transporte entre la Cuenca Neuquina y el puerto de Ingeniero White sería de u$s 0,16 /MMBTU.

Asimismo, entre Neuquén y Buenos Aires el costo es de u$s 23,87 por cada 1000 m3, lo que totalizaría u$s 0,66 por millón de BTU en transporte.

La pregunta que motivó la queja de IEASA ante Desarrollo Productivo fue: ¿no sería más conveniente que YPF recibiera más dinero en boca de pozo y que el sistema evite ese costo mayor a los u$s 2 por millón de BTU, teniendo la chance de pagar u$s 0,66 cuando los gasoductos no están saturados?

Pero en el mercado apuntaron que es incorrecto comparar ese transporte de gas natural por redes con el GNL, usado como reserva (back up) y que "para no mezclar peras con manzanas" hay que relacionar el GNL con sus sustitutos.

El Cronista intentó, sin éxito, desde el jueves 2, a través de sus voceros, obtener detalles y una aclaración oficial del vicepresidente de Gas y Energía de YPF, Marcos Browne.

En la petrolera estatal sí contestaron que el precio de la operación fue "igual al de la paridad de importación (import parity)" y que nunca estuvo planeado que el cargamento fuera a España.

 

 

Fuentes de una de las empresas involucradas en la operación aclararon que el costo de la regasificación es siempre el mismo, con lo cual si en vez del gas licuado de YPF se hubiera regasificado gas importado, ese dólar por millón de BTU entraría igual en la cuenta.

En efecto, la venta de gas licuado de YPF, que fue la quinta desde 2019 (las otras cuatro fueron para exportaciones), reemplazó una importación.

En el mercado también cuestionaron que YPF realiza su ganancia de u$s 1,75 en pesos, luego de que se convierta al tipo de cambio oficial, mientras que siguen saliendo dólares al exterior en la licuefacción (pagada a Exmar), el flete (al buque metanero) y la regasificación (a Excelerate Energy).

La consideración oficial es que YPF vendió al propio Estado al mismo precio que si hubiera exportado, mientras que la ex Enarsa pagó a la petrolera estatal un precio menor al que hubiera conseguido con una importación.

De hecho, cuando IEASA programó las compras de GNL para 2020, consiguió precios cercanos a los u$s 3 por millón de BTU, tal como quedó expresado a través de sus comunicados por canales oficiales.

 

Andrés Cirnigliaro, nuevo presidente de IEASA (ex Enarsa), asumió en marzo

 

Antecedentes

 

En octubre de 2018 el entonces presidente, Mauricio Macri, y su secretario de Energía, Javier Iguacel, decidieron despedir al barco regasificador de Bahía Blanca, que no hizo falta en el invierno de 2019.

Más tarde YPF lo suplantó por un buque para licuar gas en el mismo lugar, como un enorme símbolo de cambio de época en materia energética (del fin del déficit energético, uno de los principales responsables del estancamiento económico de la Argentina desde 2011, al superávit comercial y de producción).

"Es el símbolo de la incapacidad y el despilfarro", fustigó Macri a esa herencia del kirchnerismo.

En aquel momento se previó que en algún momento del año, cuando se acercara el invierno, YPF podría vender gas a IEASA.

En todo momento, estas ventas de gas licuado por parte de YPF se pensaron como prueba para el futuro y también como reserva flotante de producto, ya que hay poca capacidad de almacenamiento de este combustible en la Argentina y que, de otra manera, en momentos de baja demanda, la petrolera estatal debería haber cerrado la inyección de sus pozos en campos convencionales, como sucedió en el verano de 2019 y también este año.

El mercado de gas natural está sobreofertado, tanto en Argentina como en el mundo, más en la actualidad, con la pandemia del Covid-19 (coronavirus) que desplomó la demanda energética.

En octubre de 2018, el presidente, Mauricio Macri, y su secretario de Energía, Javier Iguacel, despidieron de Bahía Blanca al barco regasificador

"Macri e Iguacel vendieron una película que no se correspondió con la realidad. No sé los números que hicieron para poner esa barcaza. Incluso puede ser que la operación de YPF esté a pérdida, porque hay excedentes por todos lados", dijeron una fuente oficial, que también solicitó anonimato.

Incluso, se aventuró: "Si hubiera sido al revés, en el kirchnerismo tendríamos denuncias penales por todos lados. No sé si alguien está estudiando esto".

De todas formas, matizó que para YPF esto fue una venta normal, y para IEASA también.

La opinión del mercado

Otro consultor del área postuló: "No conozco el contrato pero no creo que la barcaza de licuefacción de gas para YPF sea útil ni económica, aún pese a que cuando se contrató algunos especialistas y el Gobierno de entonces veían precios de venta de u$s 7 o u$s 8 /MMBTU".

"No comprendo la forma de que esto sea económico, ni que puedan asegurarse inversiones a largo plazo que mantengan la oferta, ni que se pueda hacer rentable una operación exportando solo en meses fuera del invierno", concluyó su respuesta.

Pablo Rueda, socio de MHR y experto en energía, se explayó: "Las exportaciones de GNL de YPF desde la barcaza de licuefacción Tango FNLG, además de generar la demanda necesaria para evitar el cierre de pozos durante de los períodos estivales de baja demanda interna, son especialmente relevantes al formar parte de un plan piloto necesario para validar un modelo de desarrollo de largo plazo de Vaca Muerta a escala global".

"Este modelo supone inversiones de miles de millones de dólares, tanto en el upstream (desarrollo de recursos de petróleo y gas), en el midstream (gasoductos) y en el downstream (plantas de licuefacción). Este plan piloto permite que, antes de que se comprometa una parte sustancial de tales inversiones, la Argentina adquiera experiencia en un negocio global de alto riesgo en el que nunca había participado", continuó.

Sería de un típico cortoplacismo argentino abandonar el proyecto de darle escala global a Vaca Muerta, según el consultor Pablo Rueda, de MHR

Rueda argumentó que "la actual coyuntura extraordinaria de depresión de los mercados energéticos globales con motivo de la pandemia, modificó de forma sustancialmente adversa los parámetros vigentes al momento de la decisión de inversión en dicho proyecto".

Y agregó que en este momento "difícilmente se justifique económicamente un desarrollo de Vaca Muerta a escala global", pero "este escenario coyuntural no debería impactar
significativamente en las proyecciones de mediano y largo plazo de crecimiento de la demanda global de GNL, proyecciones que son producto de tendencias de largo plazo como el aumento sostenido de la demanda energética global, la sustitución del carbón por gas natural y generación por fuentes renovables, y los problemas de producción de gas natural de otros países exportadores de GNL, como es el caso de Australia".

"Sería un típico cortoplacismo argentino abandonar hoy el proyecto de desarrollo de Vaca Muerta a escala global. Por el contrario, con las modificaciones de agenda propias de una coyuntura extraordinaria, debiera continuarse sin pausa con la construcción del escenario económico y normativo requerido para darle factibilidad a tales proyectos, una vez superada esta coyuntura. Justamente, estos proyectos necesitan en muchos casos, no menos de dos o tres años antes de que ni siquiera se tome la decisión de invertir", cerró.

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