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El Ministerio de Energía publicó el viernes la resolución 419, que reglamenta el funcionamiento de un programa de estímulo a la inversión en yacimientos no convencionales a partir del 1º de enero de 2018. Voceros de la cartera que dirige Juan José Aranguren indicaron que se trata de una norma meramente formal que explica cómo se instrumentará en esa iniciativa. Sin embargo, en los hechos, la resolución tendrá un impacto profundo en el negocio de producción de gas. Por lo bajo, las petroleras cuestionan la letra chica de esa resolución y adelantan que muy probablemente provoque un recorte de la inversión real en los yacimientos de gas que acentuará la caída de la producción de gas.

En rigor, la resolución 419 sustituye el anexo reglamentario de la resolución 46 de Energía, de marzo de este año, que creó el programa de estímulo a la producción de gas desde campos no convencionales de la cuenca Neuquina. La norma fue diseñada para incentivar el desarrollo de Vaca Muerta y como vehículo para impulsar la inversión privada tras la finalización del Plan Gas, lanzado en 2013 para reactivar la inversión gasífera.

El anexo publicado el viernes en el Boletín Oficial fija, con una extensión de 6 páginas, las bases y condiciones del programa. En ese sentido, define desde un plano técnico los conceptos y categorías sobre los que se apoyará la operatoria del programa. A grandes rasgos, el plan prevé que el Estado subsidie con fondos del Tesoro a las petroleras que incrementen la producción no convencional de hidrocarburos. Se les reconocerá un precio diferencial de US$ 7,50 por millón de BTU en 2018, que irá decreciente cada año (perderá 50 centavos de dólar por año) hasta llegar a US$ 6 en 2021.

Las críticas de las empresas apuntan a la metodología elegida por Energía para seleccionar qué proyectos estarán beneficiados y cuáles no y también a cómo se remunerará la oferta no convencional de gas.

A continuación, los puntos más salientes del programa de estímulo que entrará en vigencia el 1º de enero del año que viene.

¿Qué proyectos estarán alcanzados? La cartera que dirige Juan José Aranguren definió que el gas no convencional es el fluido proveniente de campos de shale gas (Vaca Muerta y otras formaciones de roca generadora de hidrocarburos) y tight gas de arenas compactas de baja permeabilidad y porosidad de la cuenca Neuquina, que abarca las provincias de Neuquén, Río Negro y parte de La Pampa y Mendoza.

Para aquellas concesiones que ya cuentan con producción no convencional, se tomará como punto de partida una producción inicial de gas, que se calculará en base al promedio de la oferta del fluido desde julio de 2016 hasta julio de 2017. El Estado reconocerá el precio diferencial previsto en la diferencia entre la producción efectiva y la producción inicial. Es decir, subsidiará el gas nuevo, entendido como la oferta incremental de gas no convencional.

Las petroleras –entre las que figuran YPF, Pan American Energy (PAE), Total, Wintershall y Pampa Energía, entre otras- cuestionan especialmente este aspecto. Consideran que la metodología elegida no incentiva la continuidad de la inversión en campos de tight o shale gas que ya están en desarrollo, dado que el programa no contempla la declinación natural de los campos de tight gas que ya están desarrollo. A su entender, la inversión nueva en esos campos destinada a reemplazar esa declinación inevitable de los pozos de tight gas –pueden perder hasta un 25% de su producción en un año- no será premiada. Esa situación provocará, siempre desde la óptica de los privados, que el desarrollo de esos grandes campos de tight gas –como Rincón del Mangrullo y Estación Fernández Oro, de YPF; Lindero Atravesado, de PAE; e incluso Aguada Pichana, operada por Total- se torne en antieconómico.

“Aún con la baja de costos durante el último año, la explotación de los yacimientos de tight en Neuquén es inviable con un precio promedio inferior a los US$ 6 por millón de BTU. Habrá que analizar caso por caso cómo impacta la resolución que publicó el ministerio, pero a priori es muy probable que la inversión en gas caiga durante el primer semestre de 2018”, adelantó a EconoJournal el gerente general de una de las grandes petroleras del país.

Desde Energía, en cambio, indicaron que el Estado hizo un esfuerzo para incluir también –dentro de la resolución 46- a los proyectos de gas no convencional que ya estaban en producción. “En un principio, la norma estaba pensada para acelerar la inversión impulsando el desarrollo comercial de proyectos que están en instancia de piloto. Pero se cambió el criterio para beneficiar también a los proyectos que ya están en desarrollo”, explicaron cerca de Aranguren.

Lo concreto, en cualquier caso, es que con esta reglamentación el Gobierno recortará significativamente los subsidios que transfiere a los productores de gas para incentivar la producción, que hoy está en caída. Este año, el Plan Gas le costará al Tesoro cerca de US$ 900 millones, pero el Ejecutivo aún no empezó a pagar esa cuenta. La demora creó un clima de incertidumbre entre las petroleras, que en respuesta difirieron sus planes de inversión. Las empresas descuentan que en 2018 el ajuste fiscal que impulsará el Gobierno provocará un recorte abrupto de los subsidios para el sector de Oil&Gas. “Así como quedó redactado, en el mejor de los casos, la implementación de la resolución 46 le costará al Estado no más de US$ 300 millones en 2018”, proyectó un alto ejecutivo del sector.

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