Energía mantiene la resolución 46 para los proyectos ya aprobados en Vaca Muerta

La Secretaría de Energía ratificó la vigencia en todos sus términos de la resolución 46/2017 que establece un programa de estímulo hasta el año 2021 para las inversiones en desarrollos de producción de gas natural proveniente de reservorios no convencionales (tight gas y shale gas) de la Cuenca Neuquina.

La cartera a cargo de Gustavo Lopetegui  le hizo saber esta decisión a directivos de  las empresas productoras en una reunión en la que además se analizaron otras cuestiones referidas a la necesidad de incrementar la infraestructura de transporte del gas hasta los centros de consumo, las perspectivas de exportación de hidrocarburos, y el cobro de  la deuda contraída por el Estado por el Plan Gas hasta 2017.  

Ello, luego de varias semanas de poner a consideración de  las empresas productoras una propuesta de modificación de algunos de sus términos mas importantes, sin que fuera posible compatibilizar los puntos de vista y situaciones particulares de cada una de éstas, indicaron fuentes oficiales.

En consecuencia, perdurará el actual esquema de compensaciones o precios asegurados a cargo del Estado Nacional para las productoras, que fue de 7,50 dólares por millón de BTU el año pasado y será de 7 dólares este año, 6,50 en el 2020 y 6 dólares en el 2021, para todos los proyectos incorporados al programa, de acuerdo con los volúmenes correspondientes a la curva de producción original.

Esto implica que Energía seguirá reconociendo como beneficiarias del programa a un total de ocho proyectos, y que no dará cabida a los pedidos formulados por diversas empresas para la incorporación de otros ocho.

Los proyectos comprendidos por el Plan Gas corresponden a las empresas Tecpetrol, YPF, Total, CGC, PAE, Wintershall, Capex, y la provincial neuquina GyP.

En tanto, quedan relegados otros tantos proyectos correspondientes a YPF, Total, GyP, Shell, Exxon, Pampa Energía, Americas Petroleum, y Dow.

Para todos, Energía está autorizando todos los proyectos de exportación de gas que han ido presentando los productores en Vaca Muerta. Ya suman cerca de treinta y tienen por principales destinos Chile, Brasil y Uruguay.

Según trascendidos,  el esquema propuesto y dejado de lado implicaba principalmente reducir el precio subsidiado a 2,50 dólares este año, 2,25 dólares en 2020, y 2 dólares en 2021, incorporando a todos los proyectos (16 en total), considerando sólo a la producción proyectada e informada originalmente.

Los cálculos daban para el 2019 un monto a erogar del orden de los 1.250 millones de dólares considerando los proyectos ya incorporados y los otros ocho, que estuvieron en evaluación, y en condiciones técnicas de sumarse al esquema.

FMI mediante, el recorte de gastos previstos por el ministerio de Hacienda  en el Presupuesto 2019 para una serie de programas también incluyó a este gasífero, y asigna recursos por un total de 700 millones de dólares.

La cifra presupuestada alcanza para los que ya están, y no había manera de compatibilizar criterios entre las empresas, se indicó. Los montos resultantes se pagarán 85 por ciento en 2019 y 15 por ciento en el 2021, en dólares y sin intereses.

En el gobierno se sostiene que la resolución 46 sobre cumplió su cometido, ya que la producción de gas no convencional creció 39 por ciento en 2018 y “continuará creciendo este año”. Al respecto, habrá que esperar las decisiones de  las empresas en materia de inversiones en los yacimientos que no serán alcanzados por el seguro de precio.

En cuanto a las que están dentro de la 46,  en la secretaría a cargo de Gustavo Lopetegui entienden que esas empresas tienen comprometido un plan de inversiones que deben cumplir a rajatabla.

Con todo, también habrá que ver cuál será la actitud de Tecpetrol que sostiene debe cobrar el seguro de precio por toda su producción incremental, y advierte que podría reclamar legalmente al gobierno. En Energía sostienen que todo lo que se ha pagado hasta el momento se corresponde con la curva original de producción presentada en su momento por las empresas.

GASODUCTO

Otro argumento esgrimido por el gobierno para respaldar este criterio de administración del plan y no autorizar nuevas incorporaciones es que “a mediados del 2018 ya se observó que habría restricciones en cuanto a la capacidad de  los ductos para transportar el gas a extraer”.

La falta de infraestructura en gasoductos daría lugar en los próximos meses a una licitación privada para construir un ducto diseñado por un grupo de empresas productoras asociadas, con un costo estimado en 2 mil millones de dólares. El tendido demandaría al menos 18 meses.

VENTANA INVERNAL

En Energía se admite que en el próximo invierno el país seguirá siendo importador de gas desde Bolivia, país con el cual se está revisando el contrato en términos de volúmenes y precios de abasto, con vistas a su continuidad, y también habrá importación de GNL. Aunque no volverá el barco regasificador que dejó el puerto de Bahía Blanca, si estará operativo el buque atracado en el puerto bonaerense de Escobar.

No obstante,  desde Energía se trabaja en un próximo anuncio a las empresas productoras que no están comprendidas por la resolución 46 para que puedan cobrar más por su producción incremental en el invierno, en base a un precio a definir, que sería un promedio entre los precios que se pagan por el gas importado (más caro) y los precios de la producción local.

Los precios del gas boliviano y del GNL se ubican entre 7 y 9 dólares el MBTU y los locales entre 3 y 4, de manera que un precio posible rondaría los 5,50 dólares, calculan en Energía.

“A lo mejor algunos de los que no pudieron entrar en la resolución 46 resuelven incrementar producción, y ello implicaría importar menos gas”, se argumenta para referirse a esta “ventana invernal” en materia de precios para el fluído local.

SALDAR LA DEUDA

En  las reuniones que mantuvieron en estas semanas funcionarios de la Secretaría de  Energía y los representantes de las empresas se definió el pago de la deuda de 1.500 millones de dólares que el gobierno mantiene con las productoras por las obligaciones generadas por el Plan Gas hasta 2017. YPF encabeza el listado de acreedores.

Se pagará en 30 cuotas, sin interés, a partir de este mes, y a tal fin las empresas recibieron bonos con los respectivos cupones mensuales.