Neuquén (EP) 12 de Sept. – El Ministerio de Hacienda quiere topear en US$ 500 millones los subsidios que recibirán en 2019 las petroleras que inviertan en el desarrollo de yacimientos no convencionales de gas. Es la mitad de lo que les correspondería a las empresas productoras. Tecpetrol, brazo petrolero del grupo Techint, es la principal perjudicada por la medida.

El Gobierno se apresta a tomar una decisión que tensionará la atmósfera de la industria petrolera. En el marco de ajuste de las cuentas públicas para cumplir con la meta de déficit cero prometida al FMI, el Ministerio de Hacienda convocará a las empresas productoras de gas a renegociar el monto de los millonarios subsidios que reciben por invertir en Vaca Muerta y en otros campos no convencionales. Se apunta, en rigor, a readecuar a la realidad fiscal actual lo establecido por la resolución 46/2017 de la cartera por entonces dirigida por Juan José Aranguren, que creó un programa de estímulo a la producción de yacimientos no convencionales de gas. Esa iniciativa estableció un esquema que funciona como un seguro de precios: las empresas beneficiarias perciben un subsidio directo que cubre la diferencia entre el importe promedio del mercado y un precio estímulo fijado de forma discrecional por el Estado. Eso les garantiza a los privados un ingreso competitivo al margen de las oscilaciones del mercado. En 2018, eEl precio de incentivo asciende a US$ 7,50 por millón de BTU. La normativa establece que el premio decrezca con el paso del tiempo: caerá a 7 dólares en 2019; a US$ 6,50 en 2020 y a 6 dólares en 2021.

La precariedad fiscal del Estado obliga a la cartera que dirige Nicolás Dujovne a revisar cuánto dinero tendrá disponible en 2019 para las petroleras. Pero, a su vez, en la intención de Hacienda, que será comunicada en las próximas horas a las empresas, subyace un problema estructural de difícil solución ligado al cambio de política de precios del gas del gobierno. Aranguren había establecido un sendero incremental de precios del gas en boca de pozo que, a fines de 2019, convergería con el precio de importación del fluido (en la banda de lo que cuesta al gas de Bolivia y el LNG). Ese esquema preveía que en octubre del año que viene el precio que paga el mercado ascendería hasta los US$ 6,33, según la última presentación realizada por el ex presidente de Shell antes de dejar el cargo. Hoy el sendero de precios crecientes de gas ya no tiene validez, admite el nuevo titular del área energética, Javier Iguacel. Por el contrario, su apuesta es reducir de forma disruptiva el precio que cobran las petroleras. Iguacel defiende que el incremento de la producción de gas registrada en el último año permite reducir el importe de venta del fluido, con el consecuente beneficio para los consumidores (hogares, comercios e industrias) que evitarán saltos mayores en las facturas de gas. En esa clave, el secretario de Energía festejó la semana pasada la baja del precio del gas que paga Cammesa, la compañía que administra el mercado eléctrico mayorista (MEM), para generar energía. La apuesta de Iguacel es que el precio promedio del gas en 2019 ronde los US$ 4 por millón de BTU. Aranguren, en cambio, lo imaginaba en torno a los 6 dólares por millón de BTU.

Impacto millonario

Lo que puede parecer, y lo es, una buena noticia para los consumidores de gas —una baja importante del costo del gas natural— genera un problema de proporciones para el Estado. Cuando diseñó el programa de estímulo al gas de Vaca Muerta, Aranguren estableció dos curvas: una creciente, la del precio interno del gas en el mercado argentino. Y una decreciente, la del precio estímulo para el gas no convencional, que cae desde los US$ 7,50 en 2018 hasta los 6 dólares en 2021.

El ex ministro de Energía creyó que esas curvas convergerían hacia fines de 2019. Pero eso no sucederá. En lugar de aumentar, como preveía ex presidente de Shell, el precio del gas caerá el año que viene con relación a 2018. Eso provocará un salto muy significativo de los subsidios que reciben las petroleras que operan en Vaca Muerta. El impacto fiscal para el gobierno es enorme: Aranguren había presupuestado que la implementación de la resolución 46 de Energía costaría poco más de US$ 600 millones en 2018. Y que, en 2019, los subsidios caerían hasta los US$ 400 millones. La realidad es completamente distinta: de no mediar una renegociación, el costo del programa casi se triplicará el año que viene por encima de los US$ 1100 millones. “Como el precio del gas disminuirá, tal vez, por debajo de los US$ 4, habrá que subsidiar una diferencia de 3 dólares (hasta llegar a 7 dólares, el precio establecido en el plan). No hay dinero para bancar esa diferencia”, reconoció un funcionario del área económica del gobierno

Por eso, la intención del Ejecutivo es iniciar una ronda de negociaciones con las petroleras beneficiadas para intentar bajar el costo de los subsidios al gas de Vaca Muerta. Desde una óptica fiscal, el planteo que realizan en la cartera que dirige Nicolás Dujovne tiene lógica: la crisis provocada por las anomalías de la macroeconomía argentina obliga a ajustar todas las cuentas públicas. La actividad petrolera, razonan en Hacienda, no puede estar exenta de esa tendencia. En la línea de ese razonamiento, no es consistente gravar todos los ingresos en dólares (tanto de materias primas y bienes derivados como de servicios) y dejar al margen de esa estrategia a los subsidios calculados en moneda norteamericana que reciben las petroleras. “Tenemos que explicar, en el marco de un entendimiento consensuado, que en este escenario no es factible seguir pagando subsidios equivalentes al 80% del precio de mercado de gas”, explicaron a EconoJournal las fuentes consultadas.

No se pretende, en ningún caso, incumplir unilateralmente los contratos firmados bajo el paraguas de la resolución 46. Sino buscar una readecuación negociada de esos documentos que puede contemplar desde un cambio en la metodología de cálculo del subsidio hasta una reducción de la producción de gas alcanzada por las subvenciones económicas. La producción de gas alcanzada por el programa de estímulo ronda hoy los 13 MMm3/día de gas. Y treparía hasta los 21 MMm3/día en el primer cuatrimestre de 2019. La cifra representa un 15% de la producción de gas del país, que en agosto superó los 133 MMm3/día del hidrocarburo. “Una alternativa es que topear en 12 MMm3/día de gas la oferta subsidiada por la resolución 46”, explicó un funcionario de gobierno.

Impacto negativo

Si bien la resolución 46 beneficia a la mayoría de los grandes productores de gas de la Argentina, no lo hace en forma pareja para todos. Hasta el momento se aprobaron ocho proyectos operados por Tecpetrol, el brazo petrolero de Techint; YPF, el mayor jugador del mercado, Pan American Energy (PAE), la francesa Total y CGC, la petrolera de Corporación América, el holding de Eduardo Eurnekian. La operatoria del programa quedó trunca en abril, cuando se desató la crisis cambiaria y se interrumpió la aprobación de nuevos proyectos. De los 20 proyectos que preveía aprobar Aranguren —ya fueron presentados y están en proceso administrativo de evaluación— se autorizó menos de la mitad. Y la recomendación de Hacienda es no avalar ninguno más de lo que está a la espera.

Las empresas cuestionan el intento revisionista del Gobierno. Observan que un cambio de reglas de juego afectará la llegada de nuevos inversores para campos de gas. Sin embargo, muchas de las empresas entienden el delicado escenario económico que atraviesa el gobierno y está dispuesta a iniciar una ronda de conversaciones para renegociar el esquema de subsidios.

Como el proceso de aprobación de proyectos quedó inconcluso, hoy la petrolera que más subvenciones recibe es Tecpetrol. La empresa del holding que preside Paolo Rocca explota el campo Fortín de Piedra en Vaca Muerta. No existen antecedentes de un desarrollo tan agresivo y de tanta complejidad en tan poco tiempo. Hasta hace dos años, el área producía menos de 500.000 metros cúbicos diarios (m3/día) de gas. Hoy aporta más de 11 MMm3/día de gas. En agosto se convirtió, de hecho, en el mayor campo de gas del país, desbancando a Carina-Aries, el desarrollo offshore de Total en Tierra del Fuego, y a un histórico campo convencional como Loma La Lata, de YPF. En agosto, el presidente Mauricio Macri recorrió las instalaciones del área junto con Paolo Rocca.

Tecpetrol, que lleva invertidos más de US$ 1000 millones en el campo, quiere alcanzar un plateau de producción de 17 MMm3/día de gas en mayo de 2019. De concretar esa meta, la petrolera de Techint pasaría a cobrar US$ cerca de US$ 650 millones en 2019. Unos 55 millones de dólares al mes si se proyecta que el precio del gas rondará los 4 dólares por millón de BTU, según cálculos del Ejecutivo. Este año cobrará cerca de US$ 350 millones. Habrá que ver qué decisión toma la empresa de Techint si la nueva propuesta de Hacienda para renegociar el esquema de subsidios no cumple con sus aspiraciones. Desde la empresa optaron por no realizar comentarios ante la consulta de EconoJournal.

CGC, la petrolera del grupo que lidera Eduardo Eurnekian, que en los dos últimos dos años recuperó la producción de la cuenca Austral a partir de la puesta en valor de los activos gasíferos que operaba Petrobras en Santa Cruz, será otra de las perjudicadas. La compañía casi duplicó su oferta de gas: hoy produce cerca de 4,6 MMm3/día de gas a partir de la explotación de tight gas. En la lista de las empresas que reciben subsidios del Estado, aunque en menor medida, también figuran YPF, PAE y Total.

Gentileza EconoJournal