AgendARProducción Argentina

El Plan Gas.Ar es una herramienta de gestión surgida en plena Pandemia del 2020. Aprobada por medio del DNU 892/2020 bajo el nombre de “Plan de Promoción de la Producción del Gas Natural Argentino – Esquema de Oferta y Demanda 2020-2024”, fue el resultado de una decisión política que apuntaló y respaldó un proceso de negociación con la industria y las provincias hidrocarburíferas. Su objetivo fue generar un nuevo marco de fijación de precios de largo plazo para el sector gasífero que se tradujera en compromisos ciertos de inversión para abastecer la demanda interna de hogares y usinas -y también industrias y GNC- prevista para los próximos cuatro años, considerando la infraestructura existente. Pero, a su vez, es más que una mera respuesta a un contexto de crisis. Por un lado, consiste en la adaptación idiosincrática del país al imperativo global de la transición energética, dado el consumo de energía fuertemente dominado por los hidrocarburos y la elevada participación del gas natural en la matriz primaria y de generación eléctrica, en tanto recurso fósil “más limpio” que funge como vehículo de esa transición a expensas de los combustibles líquidos. Por otro lado, es una política pública que logró atravesar todas las etapas de confección e implementación y que cuenta con una marcada vocación de permanencia y consolidación a mediano plazo. La clave radicó en un trípode virtuoso: un diagnóstico técnico certero, una articulación sinérgica con el sector privado y una decisión política firme del Poder Ejecutivo Nacional (PEN) de saber escuchar y luego avanzar. El diagnóstico incluyó dos problemas a resolver: la necesidad de revertir el creciente declino de la producción y la imposibilidad de trasladar los costos del gas a gran parte de la población pauperizada por la recesión y el COVID-19. Asimismo, el Programa fomentará inversiones privadas del orden de los u$s8.000 millones (¡pocos sectores de la economía logran este nivel!), y permitirá ahorrar, a lo largo de cuatro años, recursos fiscales por unos $700.000 millones, y divisas por más de u$s1.000 millones. Para dimensionar estas cifras, vale advertir que cualquiera de esos montos es equivalente a la ayuda económica que el Estado destinó para paliar los efectos de la pandemia en todo 2020. Y estos ahorros fueron calculados antes de la última escalada de precios a nivel global. A su vez, su implementación tuvo como resultado la adjudicación de casi el 100% de los productores gasíferos del país, sean empresas mixtas o privadas y de origen local o internacional. Al mismo tiempo, logró valorizar el gas natural argentino pues el precio surgido de la competencia en la Ronda #1, en torno de los u$s3,50/MMBTu, se impondrá seguramente como la nueva referencia sistémica para el sector. Finalmente, las proyecciones para este año denotan un impacto concreto en: (a) mayor producción por 2.800 MMm3, con un incremento del 5% adicional interanual, (b) mayor ahorro fiscal por sustitución de combustibles alternativos por unos $78.000 millones, (c) mayor ahorro de divisas por u$s1.150 millones, (d) total evitación de cortes de energía eléctrica de hasta el 12%, y (e) menor consumo de combustibles alternativos para generación térmica por 9 MMm3/día de gas. En síntesis, este Programa plasmó la concreción del proceso de diagnóstico, diseño, articulación, negociación, aprobación e implementación de una política pública en materia energética que llegó para quedarse. Asimismo, demuestra el valor intrínseco de la planificación estratégica y la posibilidad real de establecer un diálogo multinivel e intersectorial en la búsqueda de un objetivo sistémico definido bajo el principio ordenador del interés público y a través de una sinergia virtuosa en la articulación público-privada. A continuación, una explicación somera en 10 puntos.

1) Definición del problema y elaboración del diagnóstico. 

Los problemas visualizados por la Secretaría de Energía (SEN) y el diagnóstico construido a partir de ellos, fueron los siguientes:

• Declino de la producción de gas natural y aumento de las importaciones

La sobreoferta de gas barato (subsidiado) a partir de 2018 y la falta de ajuste semestral de las tarifas de distribución desde principios de 2019 (profundizada por el congelamiento vía Decreto 566/19), provocaron una marcada caída de la inversión y, por ende, de la producción de gas natural. Al mismo tiempo, la demanda registró una caída del 3,8% respecto a 2018, debido a la recesión económica, los abruptos incrementos tarifarios y el clima templado. Todo ello condujo a una oferta excedente en el mercado gasífero que, junto con la depreciación de la moneda de 2018 y 2019, incidieron a la baja en los precios locales. Ergo, el escenario a principios de 2020 resultaba contractivo en tanto involucraba caídas de la inversión y la inyección, repercutía sobre los niveles de empleo y actividad, e impactaba sobre los ingresos de Nación y provincias. El resultado fue que, en 2020, la producción total cayó más del 12% interanual y, para los meses de invierno, la caída fue superior al 15% (unos 18 MMm3/día). De allí que, de persistir esa situación, y dadas las características geológicas de los yacimientos (principalmente de los no convencionales), se preveían mermas de entre el 10% y el 15% anual. Adicionalmente, existía un efecto macroeconómico en la salida creciente de divisas y la exposición a precios internacionales fluctuantes.

• Requerimiento creciente de divisas

Un segundo aspecto preocupante era la necesidad de divisas en aumento constante para afrontar importaciones crecientes. Se preveía que, para 2024, la salida de dólares para importar el equivalente al gas natural no producido localmente ascendería casi a los u$s6.000 millones.

• Pauperización de la población

Otro grave problema radicaba en el empobrecimiento de gran parte de la sociedad, especialmente de los segmentos vulnerables, luego de 10 años sin crecimiento del PIB per cápita, dos años de recesión y más de uno de pandemia. Un contexto de semejante gravedad quedó cristalizado en la medición semestral del INDEC que convalidó un núcleo de pobreza del 42% de la población (12 millones de personas), y de indigencia del 10,5% (3 millones); en ambos casos al cabo del 2° semestre de 2020. Ergo, un gran número de argentinos y argentinas no podría afrontar un sistema de precios de la producción de gas natural compatible con un valor de reposición que revirtiera el declino, si no se involucraba, en paralelo, un esfuerzo estatal vía subsidios.

• Diversidad de precios en el mercado interno

En 2020 convivían varias formas de definición de precios en el mercado interno: ⇒ Distribuidoras: el precio surgía de la subasta anual que en febrero de 2019 organizó la SEN y validó el ENARGAS, cuyos contratos fueron luego prorrogados hasta inicios de 2020 por la Administración anterior. Los precios fueron fijados inicialmente en el orden de los u$s4,55/MMBTu, pesificados a un tipo de cambio de $41/u$s. Posteriormente, por Resoluciones SEN 521 y 751/19 se difirió el ajuste semestral de tarifas, por lo que la devaluación del peso hizo que aquellos precios en dólares terminaran representando, a fines de 2020, un valor en torno a los u$s2,40/MMBTu. Ya en 2020, por la Ley de Solidaridad 27.541 y la posterior declaración de la pandemia, tales precios fueron mantenidos hasta fines de ese año. ⇒ CAMMESA: el precio emanaba de licitaciones spot a un mes vista y se ubicaba, en períodos de excedentes estivales, cerca de los u$s2/MMBTu y, en períodos de escasez invernal, en un máximo de u$s4,05. Vale recordar que en 2020 el precio de invierno llegó a reducirse –por la sobreoferta que llevaba a “liquidar” los stocks– en hasta u$s2,70/MMBTu. ⇒ Productores de la Resolución 46: el Programa de Estímulo a la producción excedente de cuencas no convencionales (que llegó a unos 18 MMm3/día) contenía como decisión discrecional la fijación de un precio de u$s7,50/MMBTu, decreciente año a año; para 2020 era de u$s6,50 y para 2021 de u$s6. ⇒ Resto de los Productores: el precio en boca de pozo tuvo una caída significativa, pasó de u$s4,40/MMBTu en 2018 a unos u$s2,38 en 2020 (enero/julio); valor que ofrecía pocos incentivos al mantenimiento de la producción. Así, a mediados de 2020 se estimaba que, con previsiones de demanda conservadoras, en el 2021 se requeriría: importar Gas Natural Licuado (GNL) durante todo el año en Escobar, reincorporar el buque regasificador en Bahía Blanca durante el invierno y mantener a plena carga ambas terminales, tomar las importaciones desde Bolivia al máximo nivel posible y complementar en CAMMESA con consumos de líquidos por la insuficiente provisión de gas para usinas. Estas previsiones partían de los siguientes supuestos de precio: a) Bolivia superior a u$s5/MMBTu; b) GNL en torno a u$s4,50 más u$s1 de costo de regasificación; y c) gasoil en torno a u$s10. Así, para reemplazar unos 25 MMm3/día en invierno (15 de declino más 10 adicionales de invierno desde Neuquén), y entre 5 y 10 MMm3/día el resto del año, el costo fiscal sería neutro el primer año, pero implicaría un ahorro fiscal significativo en los siguientes tres. Pero, como veremos luego, estas previsiones de precio resultaron sumamente optimistas a la luz del nivel del mercado internacional de mediados de 2021.

2) Decisión política de estimular el sector con articulación público-privada.

A partir este diagnóstico sectorial, durante más de 7 meses un equipo técnico-político de la SEN llevó adelante encuentros virtuales que se extendieron al interior de las agencias estatales, a la amplitud de los jugadores de la industria y a las provincias hidrocarburíferas. El proceso de negociación garantizó la participación de todos los actores del mercado de gas a fin de maximizar la competencia y promover volúmenes suficientes a precios competitivos. El nivel de diálogo, intercambio horizontal franco, directo y por momentos tenso, pero siempre de buena fe, estuvo guiado –en todo momento– por la procura del bien común a través de una herramienta pensada tanto para la industria como para el conjunto de la población. A tales fines, la propuesta procuró superar el estándar de cortoplacismo para trascender su época y reivindicar la vocación de permanencia. Así, tender a un objetivo sistémico no era una nimiedad en un sector de altísima relevancia para la economía. Ello se advierte al revisar el listado de operadoras adjudicatarias del Plan Gas.Ar: CFI / Metro / Capex / Pluspetrol / Vista / Mobil / Wintershall Dea / Total Austral / Petrobras / Shell / Pan American / Pampa / Tecpetrol / CGC / YPF. Un total de: (a) 15 empresas; (b) grandes, medianas y chicas; (c) nacionales y extranjeras; (d) estadounidenses y europeas; (e) con producción en Cuencas Neuquina y Austral; (f) regidas por un gobierno corporativo de carácter privado y mixto; (g) con producción R46 y sin ella; (h) con inyección destinada al mercado y a su propia demanda eléctrica; e (i) con producción on shore y off shore. Asimismo, según la diversidad de intereses existentes al interior de esta industria, el sector participante puede ser caracterizado a partir de diversos clivajes: 1-Por la participación del Estado en la propiedad y gestión de las empresas: que distingue a YPF SA –51% estatal– del resto de las operadoras. 2- Por el porcentaje de la producción local de la que son responsables: se destacan las de mayor aporte, como YPF, Total, PAE, Pampa y (post 2018) también Tecpetrol. 3- Por la nacionalidad de sus acciones: siendo las extranjeras más destacadas Shell, Exxon Mobil, Total Austral y Wintershall Dea. 4- Por la operación por cuenca: se dividen en 14 compañías productoras en Cuenca Neuquina (con YPF a la cabeza); y  compañías en Cuenca Marina Austral (PAE en Chubut, CGC en Santa Cruz y PAE-Total-Wintershall en TdF). 5- Por el origen de la producción: que las agrupa en productoras de gas convencional o no convencional (NoC). 6- Por la magnitud del volumen comprometido: que pone el acento en aquellas compañías con inyección reducida. 7- Por su participación en la Resolución 46: que moldea el perfil negociador tanto de Tecpetrol en Neuquén como de CGC en Santa Cruz. También se convocó a todas las empresas licenciatarias del servicio público de distribución por redes (herederas de la histórica empresa pública Gas del Estado SE), y que abastecen a casi nueve millones de usuarios: Metrogas, Naturgy BAN, Centro, Cuyana, Litoral, Gasnea, Gasnor, Cammuzzi Pampeana y Cammuzzi Sur. Participó, asimismo, CAMMESA, una SA bajo injerencia estatal (SABIE) que administra el mercado mayorista eléctrico; así como IEASA, otra SABIE que provee el gas de última instancia para distribuidoras y GNC. En fin, esta “mesa” ampliada de gestación, discusión y diseño de la política pública se constituyó como un espacio idóneo de apertura a diferentes visiones (válidas y constructivas, aunque no siempre compatibles entre sí) que pudo moldear una respuesta sólida y duradera a un diagnóstico compartido tanto por el sector público como por el privado.

3) Antecedentes, obstáculos y objetivos de inversión y ahorro fiscal.

Justo es reconocer que el diseño del Plan Gas.Ar no fue una creación ex novo, sino que partió de la experiencia consolidada a partir de una serie de programas de estímulo a la producción que se habían desarrollado desde 2008 y de los cuales se aprendió, tanto por error como por virtud. Así, los denominados Programa Gas Plus (yacimientos nuevos), Plan Gas I y II (producción excedente a u$s7,50/MMBTu) y la Res. 46 (reservorios no convencionales con un sendero decreciente desde los u$s7,50 hasta los u$s6/MMBTu) sirven de comparación para establecer líneas de continuidad y ruptura con el Esquema 2020/24. La elaboración del Plan Gas.Ar se topó con un cúmulo de obstáculos que fue menester abordar, sortear y/o resolver. El principal fue que su lanzamiento “corría contra el tiempo”, pues dependía para su éxito de un comienzo relativamente alejado del deadline de mayo de 2021, inicio de los compromisos de inyección de cara al invierno. Las productoras debían firmar los contratos con sus contrapartes, obtener financiamiento, conseguir la disponibilidad de los equipos de fractura, terminación y conexión, y llevar adelante un reimpulso a la actividad que incluía un movimiento importante (¡más de 11.000 trabajadores!), particularmente en Vaca Muerta, luego de tres semestres de virtual paralización. Luego, otros escollos importantes fueron: una sinuosa confianza en la capacidad de pago del Estado, el modo de lograr un desacople entre el precio de la oferta y el costo a la demanda, las acotadas partidas en el Presupuesto 2021, y el empalme competitivo e igualitario con la Res. 46. Por su parte, según las previsiones oficiales, las ventajas económicas del esquema radicaban en el ahorro de divisas por menores importaciones y en el menor costo fiscal total. En efecto, en cuanto a las necesidades en millones de dólares para las importaciones netas de gas natural y combustibles alternativos, el ahorro de divisas entre 2021 y 2024 sería de u$s8.664 millones. Al mismo tiempo, la totalidad de las inversiones previstas ascenderían a un capital de u$s8.000 millones.

4) Agregación de demanda y contractualización plurianual.

El mecanismo más novedoso del Plan Gas.Ar radicó en que el Estado sumó las necesidades de gas natural de la demanda prioritaria y de la generación térmica, más las exportaciones no invernales, y las ofreció a los productores por un plazo de cuatro años. Un ejemplo cabal de sinergia público-privada en el diseño de una política pública energética. Para ello, se estimaron los niveles de oferta y demanda y se realizó una sumatoria de esta última en vistas a consolidar un bloque uniforme (“ladrillo”) a largo plazo: los 70 MMm3/día en los 365 días del año a lo largo de cuatro años, así como un volumen adicional en cada Período Invernal. Por su parte, el mercado compite libremente por abastecer a dicha demanda, ya con un horizonte temporal dilatado, lo que favorece ampliamente la previsión de inversión y reducción de precios. Asimismo, el plan exige que cada productor inyecte un 30% adicional a sus contratos con distribuidoras y CAMMESA: unos 30 MMm3/día más que se destinan a los segmentos libres (industrias y GNC).

En total, ¡unos 100 MMm3/día garantizados por cuatro años! Esto es el Plan Gas.Ar.

Una de las virtudes del esquema 2020/24 consiste en su duración plurianual. Así, al plasmar una contractualización con un horizonte de mediano plazo permite a todos los actores relevantes del sector planificar, ejecutar y mantener en el tiempo sus compromisos mutuos y entrecruzados. Veamos: el Estado prevé sus requerimientos fiscales y planifica su programa de importación; los productores diseñan sus planes de inversión y ejecutan las tareas de producción e inyección; las distribuidoras y CAMMESA se abastecen del combustible conforme sus necesidades de demanda; los usuarios advierten que su consumo estará asegurado a mediano plazo con un traslado razonable del costo del gas hacia sus boletas; las industrias y el GNC también cuentan con una buena parte de sus insumos garantizados que les permite firmar contratos flat a varios años. Por su parte, el plazo cuatrianual fue definido a los efectos de que el compromiso de inyección concluya pasado el primer invierno del Gobierno que iniciará su mandato en diciembre de 2023 (sea que haya reelección o alternancia).

5) Compromiso de mantenimiento de la producción (convencional y no convencional).

El Esquema 2020/24 reivindica como premisa la búsqueda de compromisos plurianuales de sostenimiento del nivel de producción alcanzado en los meses de mayo-junio-julio de 2020. Y la promoción abarca al conjunto de las cuencas productivas del país, un estímulo a ambos tipos de hidrocarburos gaseosos, de origen convencional (históricas) y no convencional (f. Vaca Muerta y Palermo Aike). Eso sí, no se exige que aumente la producción, dado que: 1) no existe capacidad de transporte desde la Cuenca Neuquina en el período estival, 2) no hay posibilidad de incrementar la inyección desde la Cuenca Austral, 3) el contrato con Bolivia, vigente hasta 2026, incluye cláusulas ToP que limitan la capacidad de sustituir importaciones, y 4) se ha incorporado generación renovable en la matriz eléctrica y aumentado la eficiencia en centrales térmicas que reducen la demanda de gas. No obstante, visto que el diagnóstico revelaba que el declino en la producción era significativo y sostenido en los últimos 3 lustros, requerir el mantenimiento de un nivel de producción “X” era, de por sí, un objetivo ambicioso en ese contexto.

6) Compromiso de inversiones, Valor Agregado Nacional y penalidades.

Se exige un compromiso de inversión con obligación de realizar un incremento proporcional y progresivo del Valor Agregado Nacional (VAN). El Plan de Inversiones no podrá ser inferior al flujo de fondos producto de la compensación a percibir del Estado. Estas exigencias se fundamentan en el principio de utilización plena y sucesiva, local, regional y nacional, de las facilidades en materia de empleo, provisión directa de bienes y servicios por parte de Pymes y empresas regionales, así como de bienes, procesos y servicios de industria, tecnología y trabajo nacional. El incumplimiento de los compromisos de inyección acarrea el sometimiento a fuertes penalidades contractuales. El fundamento consiste en que la SEN toma decisiones de prospectiva en virtud de las adjudicaciones (compra de GNL y líquidos), y no permitió que los compromisos asumidos en el Plan Gas.Ar tuvieran bases inciertas. La penalización dependerá del porcentaje de no-cumplimiento y, a medida que se agrava esa falta, se va reduciendo el diferencial a pagar por el Estado. Si el incumplimiento se extiende por seis meses consecutivos, el productor en falta sufrirá la baja automática del programa. Si la inyección durante los meses de junio, julio y/o agosto resultara inferior al nivel comprometido, el productor debe compensar su falta de volumen, lo que incluye el pago del doble del valor recibido por el Estado.

7) Precio por competencia con límite superior.

En el Concurso Público de la Ronda #1 la determinación del precio no consistió –a diferencia de los anteriores Planes Gas I y II y de la R46– en la fijación de un precio unívoco para todos los productores, surgido de una decisión unilateral y discrecional de la autoridad sectorial. Por el contrario, en este caso cada productor ofertó un precio determinado –el mismo para los 4 años– que podía diferir entre oferentes, con lo que se potenció la competencia por cuenca. De allí que no implicara un precio creciente a percibir por los productores, sino fijo o flat. Al mismo tiempo, el PEN definió un precio máximo que operó como límite a las ofertas y que fue sugerido a lo largo de las rondas con el conjunto de productores, quienes manifestaron –al unísono– que aquél consistía en un estándar de precio que los dejaba en una situación razonable en términos de valor de reposición de las reservas a explotar. Este precio máximo fue determinado a partir del Valor Presente Neto (VPN) descontado a una tasa del 10%. Esto implica la evaluación del flujo a cuatro años a VPN para ponderar el peso a los productores de la R46 que percibirían un precio superior (u$s6/MMBTu) durante el 2021. En concreto, se fijó un VPN máximo en u$s3,20, lo obligaba a los productores con R46 a realizar una oferta con un precio máximo de u$s2,75, mientras que un productor no-R46 podía ofertar con un precio de hasta u$s3,65 en Neuquén y de u$s3,40 en Austral. A dicho precio se le aplican los factores de ajuste estacionales (u$s0,82 en verano y u$s1,25 en invierno). Como veremos luego, el Precio Promedio Ponderado resultante de la Ronda #1 fue de u$s3,53/MMBTu.

8) Subsidio al usuario, no al productor.

Desde un punto de vista de técnica regulatoria, el Esquema está concebido como de subsidio a la demanda prioritaria de gas natural. Si bien el plus estatal lo percibe la oferta, es así para poder celebrar contratos en pesos con las distribuidoras, al precio que la SEN considere “justo y razonable”, sin atentar contra el desarrollo de la producción. La idea, pues, consiste en hacer compatible un sistema de precios aptos/rentables/redituables para desarrollar gas nuevo, con un sistema de costos asequibles/pagables/afrontables por los usuarios, especialmente los consumidores residenciales de los segmentos vulnerables. Se trata, así, de un subsidio indirecto a la demanda prioritaria (hogares) del precio del gas en PIST.  De lo contrario, si se pudiera concretar el traslado –o passthrough– del precio pleno a todos los segmentos de consumo residencial, la intermediación del Estado vía subsidio sería innecesaria y, por ende, distribuidoras, CAMMESA e industria contratarían libremente con los productores a precio de mercado y sin arbitraje estatal.

9) Implementación vía Rondas #1 y #2.

Si bien es cierto que la aprobación formal de esta política se demoró más de lo esperado (13/11/20), los pasos siguientes fueron más rápidos. Tan solo una semana después la SEN dictó la Res. 317 de convocatoria al Concurso Público y aprobación del Pliego. Dos semanas más tarde, la Subsecretaría de Hidrocarburos abrió un total de 16 ofertas que representan casi el 100% de los productores gasíferos del país, hecho que denota una realidad incontrastable: la herramienta diseñada resultó significativamente estimulante para las empresas operadoras. Por último, por Res. 391 y 417 la SEN aprobó las adjudicaciones y asignaciones de volúmenes con apertura por productor, distribuidora y cuenca de origen. Y así, el 1/1/2021 inició formalmente el Plan Gas.Ar. En resumen, el volumen base total adjudicado fue de 67,41 MMm3/día, apenas inferior al buscado. Y el precio promedio ponderado de las ofertas fue de u$s3,53/MMBTu, valor que será la nueva referencia para el sector y se convertirá inexorablemente en “el” precio para los diferentes segmentos de la demanda. Luego, el “talón de Aquiles” de esta Ronda #1 fue volumen adicional de invierno, ítem donde se verificó, de manera cruda, la indeseable cercanía temporal entre la convocatoria y el “día D” del Plan (1/5/21). Pero la falta de ofertas se debió, también, a las fuertes penalidades que recaen sobre los productores. Así, las ofertas adjudicadas a tres empresas (Total, Pampa y Tecpetrol) sumaron 3,60 MMm3/día para el invierno de los cuatro años. Ya en 2021 la SEN evaluó el devenir del Plan y decidió lanzar una nueva convocatoria, mediante la Res. 129, para volúmenes adicionales en los períodos invernales de los años 2021 a 2024. Luego, por Res. 169 adjudicó, en Cuenca Neuquina, a Tecpetrol y Pampa por un volumen de 3,46 MMm3/día promedio y a un precio idéntico al ofertado por aquellas en la Ronda #1.

10) Exportaciones en condición firme de verano.

Otro aspecto novedoso del Plan Gas.Ar es la habilitación del PEN al otorgamiento de permisos de exportación en condición firme para el período estacional de verano, mediante Res. 360. Para ello, se tomó en consideración las características del mercado local, cuya demanda de gas natural se encuentra fuertemente marcada por la estacionalidad, debido a la determinante influencia del consumo residencial en invierno, así como también las características del mercado regional, al cual resulta crucial integrarse para incentivar la producción constante (los 365 días del año). El consumo estacional genera excedentes durante los meses de verano y conlleva un desafío para la viabilidad económica de los proyectos, lo que induce a desarrollar alternativas de colocación durante los 8 meses no invernales. El punto relevante es la forma en que se amalgamaron –vía cumplimiento sucesivo– dos objetivos de la política pública: el resguardo del mercado interno y la promoción del desarrollo del mercado de exportación. Se determinó que las autorizaciones serán otorgadas en la medida en que no se afecte la seguridad del abastecimiento del mercado interno (cf. art. 6° Ley de Hidrocarburos 17.319 y art. 3° Ley de Gas 24.076). En forma previa al otorgamiento del permiso se realizará un análisis integral y sistémico de las condiciones de funcionamiento del mercado interno a efectos de lograr cubrir la demanda mediante un suministro eficiente y seguro. Luego, una vez otorgada la autorización, las exportaciones sí adquieren carácter “firme” y ya no podrán ser interrumpidas por la Subsecretaría de Hidrocarburos a través del corte útil. Los volúmenes a autorizar de la Cuenca Neuquina son de hasta 7 MMm3/día; los primeros 4 según la prioridad económica de despacho, y los hasta 3 remanentes según otro criterio que responde a una fórmula polinómica que pondera: (a) el mayor precio de venta al mercado externo (Chile y Brasil) y (b) el mayor volumen adjudicado al mercado interno. Y para la Cuenca Austral son de hasta 4 MMm3/día, divididos en partes iguales y con los mismos criterios. Un dato altamente relevante es que toda solicitud de autorización de exportaciones firmes deberá contener como precio mínimo el precio promedio de la Ronda #1 del Plan Gas.Ar. De esta manera, se incentiva la obtención de mayores precios con la finalidad de valorizar la producción nacional al momento de su comercialización en mercados externos. Al mismo tiempo, este piso funge como “estándar sistémico” para los precios de los diferentes segmentos de la demanda interna.