Al menos 25 millones de metros cúbicos diarios de gas -el 44% de la producción de Neuquén- se extraen de formaciones shale o tight. Los no convencionales se duplicaron en los últimos cinco años. Ese crecimiento se consiguió al calor de los planes de incentivo que, en búsqueda de reducir las importaciones del fluido, empataron los valores del gas ingresado vía barcos (GNL).
Esos planes, que tuvieron distinas versiones, vencen el 31 de diciembre de este año y casi la mitad del gas neuquino se quedará sin los valores subsidiados que le permitieron terminar con un declino de más de una década.
RESOLUCION 46
Desde el año próximo regirá la Resolución 46 del Ministerio de Juan José Aranguren, el único plan de subsidios al precio de gas que quedará vigente y que alcanza sólo al no convencional de la cuenca Neuquina. La norma garantiza un sendero de precios diferenciales hasta 2021, cuando se unificarían los precios del mercado doméstico. Sin embargo, la letra chica del programa se concentra casi exclusivamente en nuevos proyectos.
Las operadoras que impulsaron los desarrollos no convencionales se ofuscaron con la definición del Ministerio de Energía. Entienden que las inversiones realizadas para apuntalar la producción de gas necesitan de precios altos para poder sostenerse. Incluso aseguran que hay proyectos que con los valores de mercado –el promedio para 2018 será de 4,60 dólares- no podrían continuar por lo que sin dudas afectará las inversiones y la producción.
Según estimaciones del mercado, la diferencia entre sostener los incentivos ampliados y concentrarlos sólo en nuevos proyectos es de 600 millones de dólares. Este año se destinaron unos 900 millones de dólares en subsidios a la producción y se estima que en 2018 sean 300 millones de dólares.
ESQUEMA
Acá se presentan algunos de los puntos del nuevo esquema de incentivos que enfrenta a las operadoras y el gobierno nacional:
– Concesiones individuales: A diferencia de otros planes de incentivo, el nuevo programa no computa producción por operadora sino que se enfoca en cada concesión. Para solicitar el beneficio debe presentarse un plan de inversiones para cada área particular y ésta debe ser aprobada por la Provincia y el Ministerio de Energía.
– Producción computable: La norma divide en dos los bloques que pueden solicitar el ingreso al plan de precios diferenciales. Aquellos de menos de 500.000 metros cúbicos diarios cuya producción se computará completa. Mientras que aquellos que tienen más de 500.000 metros cúbicos diarios –que son la mayoría- sólo podrán conseguir un valor subsidiado para todo lo que produzcan por encima de un promedio anual que se trazará entre julio de 2016 y junio de 2017.
El nuevo plan no contempla porcentajes de declino, algo que sí ocurría en los anteriores programas.
– Yacimientos gasíferos: Los proyectos que consigan ingresar al plan sólo recibirán mejores valores para el gas no convencional. A este hidrocarburo se lo define como el fluido proveniente de “reservorios de gas natural”. Lo que parece una obviedad, en realidad deja afuera del juego lo que en la industria se conoce como gas asociado y que suele extraerse en los bloques ubicados en las ventanas de petróleo.
– Pagos iniciales y provisorios: El plan incluyó un punto destacado por toda la industria y las provincias. El valor diferencial será considerado precio y se liquidará 88% a las operadoras y 12% a las provincias. Se abonará en pesos al tipo de cambio vigente al día anterior a la cancelación. El Estado cubrirá la diferencia entre el sendero establecido y el precio promedio para el gas natural en el país.
Además las compañías podrán solicitar un pago provisorio, equivalente al 85% de la producción estimada, para el que tendrán que constituir un seguro de caución que se ejecutará si no se cumplen las estimaciones.
– Control de volúmenes: Las operadoras presentarán vía declaración jurada las proyecciones de producción, pero la Secretaría de Recursos Hidrocarburíferos (SRH) controlará los ingresos al sistema de transporte. También las provincias tienen la facultad de evaluar semestralmente los cumplimientos de las inversiones.
EL PLANTEO DE LAS OPERADORAS
La expectativa general de las operadoras era conseguir un esquema que, con la exigencia de aumentar porcentajes de la producción, arrastrara a los precios del sendero a todo el gas no convencional del área.
Incluso se llegó a especular con licitaciones para paquetes de gas. Otra de las alternativas que circuló fue la de que se reconozca sólo la producción incremental, pero teniendo como margen un porcentual de declino.
Finalmente, el gobierno avanzó con la idea de sólo pagar subsidios a todo lo que sea nuevo gas.
Las operadoras aseguran que hay proyectos que comenzaron con valores incentivados, que sin ese precio no pueden ni siquiera mantener su producción. Creen que de no existir cambios deberán redireccionar las inversiones, algo que repercutiría en una caída de los volúmenes extraídos.
Además reclaman la cancelación de deudas por los anteriores planes gas que este año ya acumulan unos 1.000 millones de dólares.
Para el Ministerio de Energía, esa discusión está saldada y entienden que los anteriores planes de incentivo tenían fecha de inicio y final y que esto debió ser anotado por las compañías. Además aseguran que en paralelo a los planes de incentivo se creó un esquema para eliminar subsidios a la producción y que semestralmente mejora el valor en boca de pozo. En cuatro años todos tendrán el mismo precio sin importar de qué formación provengan.