Neuquén (EP) 27 de Julio. – Fue uno de los anuncios más esperado para Vaca Muerta pero no tiene proyectos aprobados. Cómo es la puja por la garantía de precio.

Entre las petroleras hay incertidumbre sobre cuánto valdrá el gas de los viejos planes en enero del 2018. El empalme será la clave.

Con las últimas seis concesiones no convencionales la Cuenca Neuquina suma 24 proyectos entre desarrollos shale y tight.  El yacimiento Centenario, a la vera de la autovía Norte, avanzará en un piloto shale.

Cuando las concesiones no convencionales de Aguada Pichana lleguen a su fin, el gobernador neuquino Omar Gutiérrez tendrá 85 años. Eso será en 2052 y es difícil para este periodista imaginar qué ocurrirá en Neuquén, en Vaca Muerta o en el país. La provincia firmó, en lo que va de 2017, seis nuevas concesiones no convencionales de 35 años para proyectos de gas. Suma 24 permisos entre shale y tight.

La confirmación del ministerio de Energía para la extensión de los subsidios a la producción del fluido, a través de la resolución 46-E/2017, fue la medida que alentó las inversiones y el pedido de nuevas concesiones. La decisión garantiza un seguro de precio, de 7,5 dólares por millón de BTU, para toda la producción de gas no convencional hasta 2021.

El precio asegurado duplica los valores promedio de Estados Unidos, que es la referencia mundial de los hidrocarburos no convencionales. Sin embargo pese al enorme atractivo del plan aprobado en marzo y a la confirmación de cuatro nuevas inversiones para Vaca Muerta, todavía no hay un sólo proyecto aprobado dentro del programa.

Las empresas dejaron saber su preocupación.

En la antesala todo se creía más sencillo: cada nuevo proyecto de inversión para Vaca Muerta se aseguraba el derecho de ingresar al nuevo plan gas, previa aprobación de la Provincia y Nación. Para muchas compañías se presentó como una oportunidad ventajosa con la que conseguir, con el mismo desembolso, la garantía de precio y una concesión no convencional.

Sin embargo las dudas comenzaron a surgir desde hace semanas porque no está claro qué ocurrirá con la producción de gas que hoy tiene precio subsidiado cuando los viejos programas (Plan Gas, Gas Plus y otros) caduquen el 31 de diciembre.

La ecuación sobre este punto es delicada. Los viejos planes de incentivos no discriminaban gas convencional de no convencional y sólo premiaban mayores volúmenes de producción. La Cuenca Neuquina arrastra aumentos anuales del orden del 8%, fundamentalmente apoyados en proyectos no convencionales que ya representan casi la mitad del gas que sale del subsuelo provincial (shale y tight).

Las compañías esperan que el ministerio de Energía reconozca dentro del nuevo esquema, además de lo producido por los recientes planes de inversión, toda la producción no convencional. A la Provincia es algo que, a todas luces, le convendría porque el nuevo plan reconoce el monto garantizado (u$s 7,5) como precio y por lo tanto se calcula para el pago de regalías. Para el gobierno nacional, que debe desembolsar la diferencia entre el valor de mercado y el precio garantizado (alrededor de u$s 3), las cuentas parecen haberse complicado.

El ministro de Energía de Neuquén, Alejandro Nicola, no considera que haya atrasos. “Son los plazos normales de la industria”, explicó a “Río Negro Energía”. “Cada proyecto es particular por eso se analiza caso por caso. Nos reunimos con Nación para establecer criterios comunes y poder avanzar”, indicó.

Una mesa chica

En las reuniones entre Provincia y Nación para determinar los criterios de acceso al nuevo plan gas, el punto sin resolver es el empalme entre los anteriores planes de estímulo y la Resolución 46-E/2017.

En el mercado creen que no reconocer las inversiones realizadas en los no convencionales hasta el momento desalentaría nuevas inversiones por parte de aquellas petroleras que mayores esfuerzos vienen realizando. Sin embargo hacerse cargo de todo el paquete podría ir a contramano del objetivo de reducir subsidios que busca la administración nacional.

Según pudo averiguar “Río Negro Energía” una de las alternativas que se maneja es la de volver a trazar curvas de crecimiento como en las anteriores versiones. Es decir que la vía de acceso serían dos: un nuevo plan de inversión o garantizar mayores niveles de producción.

El reloj del debate está en marcha, pero los tiempos parecen acotarse. El calendario avanza hacia el octavo mes del año y aún no se sabe qué valor tendrá una gran porción del gas neuquino en enero de 2018.

Más allá de las incertidumbres hasta el momento no se presentó ningún proyecto para solicitar el ingreso al nuevo plan gas, pese a que Tecpetrol, Capex, Pluspetrol, Total y PAE encabezaron anuncios de inversión y consiguieron concesiones no convencionales. Incluso desde el gobierno provincial aseguran que antes que termine el año se conocerán no menos de tres nuevos proyectos.

Anuncio con lado B

Una muestra de lo que ocurre en la industria fue el último anuncio de inversión que encabezó Total, YPF, PAE y Wintershall para Aguada Pichana. La petrolera nacional, la única que cotiza en la Bolsa de Buenos Aires, informó a sus accionistas el detalle del acuerdo. Allí se explicita que los desembolsos quedarán sujetos a los resultados “técnicos económicos” y al “otorgamiento de los beneficios del Programa de Estímulo previsto en la resolución 46-E/2017”.

Estas particularidades incluidas en el acuerdo, entre las que se incluye que la subdivisión del área sólo se aplica a la formación Vaca Muerta (ver aparte), quedaron solapadas en el prolijo anuncio que se hizo en el piso 33 de la Torre Madero. La escena de los desencuentros fue protagonizada por el ministro de Energía de Nación, Juan José Aranguren, quien avisó que se bajaba del anuncio 15 minutos antes de la exposición ante la prensa en Puerto Madero.

Del comunicado se desprende que, cuatros de las petroleras más importes del país dejan en claro que la salud del proyecto puede modificarse –sustancialmente– si el desarrollo no consigue ingresar a los beneficios del nuevo plan gas. Nadie en la industria cree que esto pueda ocurrir: sin embargo las compañías lo dejaron por escrito ante sus accionistas.

La Provincia ya entregó seis concesiones no convencionales para proyectos de gas. Sólo dos se pusieron en marcha. En el resto hay cautela por el momento.

Para el ministro de Energía, Alejandro Nicola, no hay atrasos y se trata de los tiempos que tiene la industria. Se reúnen con Nación para acordar criterios.

En números

$ 4.300 millones anuales en regalías calcula embolsar la Provincia a futuro sólo con Aguada Pichana y Fortín de Piedra.

35 años es lo que dura una concesión no convencional. Permite prórrogas de diez años.

u$s 7,5 es el precio que garantiza Nación por cada MBTU no convencional. A valores actuales debería desembolsar unos u$s 3 por cada MBTU.

El gobierno provincial espera al menos tres nuevos anuncios de inversión antes de fin de año. La disponibilidad de infraestructura para la producción es la clave.

Diario Río Negro