En el sistema, se distinguen tres niveles: productores, transporte y distribución. Se analizará la razonabilidad del precio que reciben los productores.
1. Información técnica: el gas de yacimientos convencionales surge con relativa facilidad, pero el tight gas y shale gas están "atrapados" por rocas impermeables. Para liberarlos se realiza una perforación vertical hasta llegar a la formación rocosa y a la profundidad deseada se efectúan perforaciones horizontales. Ello se combina con la fractura hidráulica (fracking), tecnología mediante la cual se inyecta agua, sustancias químicas y arena para fracturar la roca, posibilitando que fluya el gas.
2. Antecedentes:
a) El Ministerio de Energía y Minería (MINEM), difunde Informe (octubre/2017) del "Precio de Gas Natural en el Punto de Ingreso al Sistema de Transporte" (PIST), desde oct/2016, con "adecuaciones" semestrales en abril y octubre.
b) La factura promedio implica 44% precio PIST, 28% transporte y distribución y 28% impuestos. Estos últimos generalmente son porcentajes sobre los dos anteriores. Enargas decide precios de transporte y distribución (pág.7).
c) Oferta 2017 de gas: 79,5% producción nacional; Bolivia 13,05% (us$ 6,61); Gas Natural Licuado importado 7,3% (us$ 7,59); Chile 0,2% (us$ 8,26) (pág.19). Los precios corresponden a 2018.
d) Consumidores: 25% industrias, 40% usinas térmicas, 25% residencial y 10% otros usuarios (pág.14).
e) Relación de precios: en audiencia pública de 09/2016 los productores propusieron precios que tomando un índice 100% para el shale gas, sería 88,57% para el tight gas y 57,14% para yacimientos convencionales (pág.16).
3. El mito de los subsidios. MINEM/2017 establece precios ponderados, que pagarían los compradores desde 10/2016 hasta 10/2019, partiendo de us$ 3,42 (us$ 2,16 para residenciales) hasta llegar en 10/2019, para todos los usuarios, a us$ 6,80 MM BTU (págs.20/21). Los subsidios surgen artificiosamente como diferencia entre us$ 6,80 y el precio pagado. Si en abril de 2018 los compradores pagaban un precio ponderado de us$ 4,68 el subsidio era 31% (pág.22). Para Patagonia, La Pampa, Puna y Malargüe el precio objetivo es us$ 6,72 MMBTU (pág.23).
¿Qué pasaría si el precio objetivo fuera fijado arbitrariamente en us$ 8? Obviamente el supuesto subsidio se incrementaría, como también disminuiría si el precio razonable fuera inferior.
4. Reajuste próximo. El precio promedio ponderado previsto para 01/10/2018 es us$ 5,26 MM BTU (us$ 4,68 pagado desde el 01/04/2018).
Supondría un subsidio del 23%. Para R-1, 21, 22 y 23 significaría pasar de us$ 3,83 a us$ 4,64, incrementándose en 21,15% Pero a su vez el dólar pasó de $ 20,35 a $ 38, o sea se pasaría de pagar un PIST residencial de $ 77,94 a $ 176,32, un incremento del 126,23% (pág.22). Implica 44/72 x 126,33% = 61% en el precio final (s/2.b anterior).
El MM BTU equivale a 27,8 m3. Para determinar el precio por m3 de 9300 Kcal, facturado por el distribuidor basta dividir el precio MMBTU por 27,8.
5. Producción nacional. La producción promedio de gas ene/abril 2018 fue 126,1 millones de m3 diarios. YPF, Total Austral y Pan American extraen 75%. Pampa Energía e Ysur agregan conjuntamente 6%. Esto indica un mercado oligopólico, acrecentado porque YPF, principal productor (45%), participa, según formulario 20-F (31-12-2016, págs. 42/43) en la Securities and Exchange Commission, en 15 joint ventures y arreglos contractuales para exploración y 30 para producción, en alrededor de 110 zonas productoras de petróleo y gas.
6. Costos de extracción. La sección "investor presentation" (ypf.com, mayo/2018), presenta el historial de costos en El Orejano, el mayor campo de shale gas (explotado conjuntamente con Dow en Vaca Muerta). Pasaron de un Opex (costo operativo) de us$ 2,1 en 2016, a us$ 1,1 en 2017 e "inferior" a us$ 1 enero/marzo de 2018. El costo de desarrollo también es "inferior" a us$ 1.
7. Análisis de razonabilidad de precios:
a) En ypf.com, 17/03/2014, Actualización de Vaca Muerta, se compara favorablemente con seis yacimientos de USA (entre paréntesis el porcentaje que representan de la producción de shale gas); Barnett (21,56%), Haynesville (25,76%), Marcellus (18,28%), Eagle Ford (7,9%) y Wolfcamp (0,11%). El 29/08/2013 consideraba a Bakken (2,21%) en lugar de Wolfcamp. Esta comparación implica que los costos de explotación de YPF deben ser iguales o similares.
b) Hay 30 yacimientos de shale gas en USA. Estos seis representan el 76,81% de la producción, con lo que son los determinantes del precio. El precio de referencia en USA para el shale gas está informado por "Henry Hub", centro de distribución en Louisiana (us$ 2,80 en 07/2018).
c) A partir de 2013, YPF comparte una zona de Vaca Muerta asociada con Chevron (YPF. com/29/08/2013), tercera empresa de combustible del mundo, quinta productora mundial de gas no convencional, tercera en tamaño de superficie en explotaciones de shale, incluyendo Marcellus y Utica.
O sea, utiliza, con YPF, tecnología de primer nivel, originada en USA a principios de este siglo, con rápido avance, con lo que los últimos pozos son los de menor costo.
8. Determinando precios PIST:
a) Inicialmente sería us$ 2,80 MM BTU, para el shale. Si se considera que para atraer inversiones es necesario ofrecer un precio superior, supongamos que se incrementara un 25%. Ello supondría un atractivo razonable, ya que ese incremento es todo utilidad adicional. Se llegaría a un precio base de us$ 3,50 (los precios de tight gas y convencional son inferiores, lo que disminuiría el promedio final).
El precio promedio de gas natural percibido en 2017 por YPF, fue us$ 4,92 (balance 31-12-2007, www.bolsar.com). Significa un exceso de u$ 1,42.
b) Ponderando los precios y porcentajes indicados en el punto 2,c), tomando us$ 3,50 para producción nacional, daría un precio final de us$ 4,22, diferencia asignable a Enarsa, para que recupere los mayores costos de la decreciente importación.
c) Como el precio ponderado a abril/2018 era us$ 4,68, significa un exceso de us$ 0,46 (y no existiría ningún subsidio).
d) Adicionalmente esto implica que, si los precios del gas, insumo de usinas térmicas, son exagerados, inciden negativamente en el precio de la energía eléctrica.
