Por el sendero de Aranguren

Import parity: el plan para financiar a las petroleras de Vaca Muerta con las boletas del gas

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La consultora internacional Wood Mackenzie aconsejó volver al sendero de tarifas fijado por Juan José Aranguren antes de que la crisis se lo llevara puesto. Esto es, que las inversiones en Vaca Muerta se financien con las boletas del gas y la electricidad, que depende en gran parte del fluido para su generación en el país.

Para tal fin, las tarifas deben funcionar muy por encima de los costos de producción. Los usuarios deben pagar el costo del gas importado, aunque el gas se extraiga en el país. El crecimiento de la extracción en Vaca Muerta no incidiría en la tarifa. El precio en un mercado regido por la regla import parity se determina según el valor del Gas Natural Licuado de importación. Con este método, aumenta notablemente la renta de las operadoras petroleras.

El Cronista detalló un análisis de la consultora internacional que recomienda subir los precios del gas en invierno con el fin de alentar a las petroleras a invertir en Vaca Muerta. Wood Mackenzie considera que el desvío de la ruta trazada por Aranguren debe ser sólo coyuntural. El secretario de Energía, Javier Iguacel, frenó el aumento en dólares previsto para evitar un choque contra la sociedad.

La consultora internacional, sin pausa, pide volver al sistema  import parity que impuso el ex presidente de Shell en Argentina en su corto paso por la cartera de Energía.

De qué se trata: de poner un precio para el gas natural en sintonía con el costo de importar el fluido y no con el grito del mercado que presenta fuertes variaciones estacionales.

En concreto, la opción Wood Mackenzie prevé que el gas se facture a entre 8 y 9 dólares por millón de BTU en invierno. Para comparar, la última licitación de compra de gas para la generación eléctrica se cerró a 3,40 dólares por millón de BTU.

La razón que esgrime Mauro Chávez Rodríguez, analista principal de Gas Natural y LNG para América Latina en Wood Mackenzie -citado por El Cronista- es que esos valores harían rentables la producción de pozos solamente dedicados a abastecer la demanda interna en junio, julio y agosto, cuando salta de entre 120 y 130 millones de metros cúbicos por día (MMm3/d) a más de 150 o 160 MMm3/d. En lo que resta del año, los pozos se mantendrían cerrados.

Para el analista de Wood Mackenzie, eso implicará un mayor break-even (umbral de rentabilidad), pero sería preferible impulsar la producción local antes que seguir importando GNL o quemar combustibles fósiles, que es más caro y le quita más dólares al Estado nacional.

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