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Restricción fiscal
Dujovne quiere recortar a la mitad los subsidios al gas que se produce en Vaca Muerta
Vie 14
diciembre 2018
14 diciembre 2018
El Ministerio de Hacienda presupuestó el costo del programa de estímulo al gas no convencional en US$ 650 millones para 2019. Es prácticamente la mitad de lo que estaba previsto. Las petroleras descuentan un impacto negativo en la actividad no convencional.
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El gobierno está por tomar una medida que seguramente marcará el pulso de la inversión en el desarrollo de gas durante 2019. El ministro de Hacienda, Nicolás Dujovne, y el secretario de Energía, Javier Iguacel, tienen por delante la readecuación del millonario programa de subsidios al gas que se produce en Vaca Muerta.

La instrucción de Dujovne es clara y tiene un claro sesgo fiscal: hay que recortar el presupuesto que demandan las compensaciones que reciben los productores por invertir en el desarrollo de yacimientos no convencionales. Se trata, en definitiva, de reducir el costo que tiene la aplicación de la resolución 46/2016 del entonces Ministerio de Energía, firmada por Juan José Aranguren. Lo complicado es cómo encarar esa tarea sin que eso desemboque en un brusco freno en la inversión.

¿Cómo funciona la regulación? Prevé que las empresas productoras que pongan en producción campos no convencionales de gas que no estaban en producción —o que amplíen la oferta de yacimientos existentes— recibirán una compensación directa del Tesoro Nacional equivalente a la diferencia entre un precio estímulo que varía año a año (arrancó en US$ 7,50 por MMBTU en 2018 y bajará a 6 dólares en 2021) y el precio promedio de venta real del gas en el mercado argentino. Hasta el momento, existen ocho proyectos aprobados bajo el paraguas de la resolución 46 que, de no mediar modificaciones en esa norma, requerirán una partida presupuestaria de entre 1000 y 1200 millones en 2019. Dujovne comunicó a Iguacel que no existen fondos disponibles para hacer frente a esas erogaciones. Hay que buscar una adecuación que viabilice el funcionamiento del programa en el actual contexto de restricción fiscal. Se avanzará en un ajuste de los procedimientos técnicos de la iniciativa, aunque aún no existe consenso entre los funcionarios al respecto. El desencuentro reside, concretamente, en cuán severo debe ser el ajuste, y en cómo instrumentarlo.

Iguacel propuso a mediados de octubre realizar una adecuación reglamentaria del programa, de forma tal que el Estado reconozca el pago de subsidios para la producción de gas aprobada por la Secretaría de Energía al 1º de septiembre de 2018. ¿Cómo funciona la iniciativa? Al momento de solicitar la cobertura del Estado, las empresas debieron presentar una proyección estimada de la oferta que esperaban inyectar en el sistema a partir del desarrollo de Vaca Muerta. Luego, con el paso del tiempo, fueron corrigiendo a alza esas proyecciones en función de los buenos resultados obtenidos por los pozos perforados en Vaca Muerta.

Fuentes del sector privado explican que se trató, apenas, de una declaración no vinculante a modo de hoja de ruta, dado que la resolución 46 afirma, en su texto, que las empresas recibirán bonificaciones económicas por toda la producción de gas inyectada al sistema, sin límites de cupo. Eso se modificará, según pudo confirmar EconoJournal a partir de un relevamiento entre funcionarios y ejecutivos del sector. Según el planteo realizado por el secretario de Energía, a partir del año que viene sólo se computarían las actualizaciones de producción presentadas hasta el 1º de septiembre de este año. La elección de la fecha fue arbitraria y prometía generar debate dentro de la propia industria. Pero en Hacienda le bajaron el pulgar y exigen un mayor ajuste fiscal. El dinero disponible para financiar el programa, según los números que trazan en la cartera que dirige Dujovne, ronda los US$ 650 millones. Para alcanzar esa meta, la propuesta consiste en reconocer subsidios sólo para la producción inicial de gas declarada por las empresas al momento de solicitar la aprobación de los proyectos. Es decir, se tomarían en cuenta las primeras producciones presentada por los privados y no se contemplarían las actualizaciones posteriores. A su vez, el pago de las bonificaciones que contempla el programa se concentraría durante el invierno y se reducirían significativamente durante el verano.

Eso es un problema para la mayoría de los productores, entre los que figuran YPF, PAE, Total, Wintershalll. Pero el mayor afectado será Tecpetrol, el mayor productor de shale gas de la Argentina. La petrolero del grupo Techint inyecta en la actualidad 16 millones de metros cúbicos diarios (MMm3/día) de shale gas a partir de un desarrollo récord de Fortín de Piedra, su campo estrella en Vaca Muerta, que ya representa un 12% de la oferta nacional de gas. La compañía cuenta con subsidios aprobados por una inyección de 17,5 MMm3/día de gas. Pero esa no fue la producción inicial que declaró la petrolera, que originalmente presentó un proyecto por entre 8 y 10 MMm3/día de producción de gas y rápidamente, a los pocos meses de lanzado el desarrollo, lo elevó hasta los 15 MMm3/día de shale gas.

Si prospera el planteo que se está bosquejando en Hacienda, Tecpetrol recibirá un 40% menos de bonificaciones económicas que los que tiene aprobados. Para la empresa, es un derecho adquirido. De ahí la complejidad en cómo llevar adelante la readecuación.

“Aún no existe una comunicación oficial, pero es probable que haya una baja de actividad si se cambian las reglas del juego”, advirtió un encumbrado ejecutivo del sector.

De los 20 proyectos presentados originalmente bajo el paraguas de la resolución 46, sólo ocho fueron aprobados. El resto están en suspenso a la espera de una resolución oficial, aunque lo más probable es que sean cancelados. Por eso motivo, en la industria descuentan que, cualquiera que sea la decisión de Hacienda, será leído como un cimbronazo y afectará el clima de negocios. La idea del Ministerio es publicar una regulación modificatoria antes de que termine el año. Para Iguacel, es clave que la readecuación fiscal del programa sea ordenada y en términos negociados con los involucrados. Quiere amortiguar lo más posible el ruido que generará la medida en la industria.

 

0 comentarios

  1. Las empresas podrían aceptar un sendero de precios menor y seguir ganando plata e invirtiendo, por ejemplo bajando un dólar por millón de BTU. Sería para 2019 U$S 6,00 (en lugar de los U$S 7,00), 2020 U$S 5,50 (6,50) y 2021 U$S 5,00 (6,00). Hay que tener en cuenta que la devaluación real de este año produjo una baja de costos del 15-20% en dólares que debería compartirse con toda la sociedad.
    Que la ambición no rompa el saco, porque despues si vuelve el populismo recargado, las petroleras van a tener otra década de pérdidas.

  2. El Estado no tiene que poner más dinero que el que dispone. 650 millones de dólares es más que suficiente para fomentar la actividad. Deberá repartirse de la manera más apropiada.

  3. TGN y TGS deben acelerar la concreción del gasoducto Neuquén-San Nicolás. Eso le sumaria a las petroleras clientes privados de Córdoba y Tucumán ya que incidiría en los mix de transporte. Eso ayudaría también a convencer a los Bolivianos a bajar el precio de su gas. Terminar el gasoducto del noreste que creo le falta poco y usarlo como pulmón de reserva y salida a clientes de Paraguay. Y quizás en un futuro no muy lejano a través de Paraguay y Brasil vincularlo al gasoducto que lleva gas a San Pablo. Y allí hay industria en serio…

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