El gobierno acercó a los mayores productores de gas una propuesta para ajustar la cuenta de los subsidios millonarios destinados a la producción no convencional del hidrocarburo. En rigor, no fue una, sino que ya fueron dos alternativas las que el Ejecutivo puso sobre la mesa para intentar llegar a un acuerdo con las petroleras. Sin embargo, por el momento la oferta del oficialismo no termina de convencer a las empresas.

Lo que está en juego, en los hechos, es un fuerte recorte del costo fiscal que requiere la ejecución del programa de estímulo establecido por la resolución 46/2016 del Ministerio de Energía, firmada por Juan José Aranguren. La iniciativa contempla el pago de una compensación directa a las petroleras que pongan en producción nuevos desarrollos no convencionales de gas en Vaca Muerta y en la cuenca Austral. Tal como está hoy redactada la norma, la ejecución del programa tendría un costo de entre 1100 y 1400 millones de dólares en 2019. Una cifra que excede las restricciones fiscales que enfrenta el gobierno de Mauricio Macri y tampoco cuenta con el aval del Fondo Monetario Internacional (FMI). Hay que ajustar. La meta es acotar esa suma a no más de US$ 700 millones durante el año que viene.

¿Cuál es la última propuesta que acercó el Secretario de Energía, Javier Iguacel, a las empresas involucradas? La fórmula de ajuste esbozada esta semana por el funcionario en reuniones que mantuvo con diferentes petroleras contempla una readecuación tanto del monto de la compensación que paga el Estado, así como también del volúmen de la producción de gas beneficiada con ese estímulo.

Según la información recogida por EconoJournal entre ejecutivos y funcionarios al tanto de la iniciativa, la propuesta de Iguacel está segmentada en dos grupos.

• Para los mayores productores de gas encuadrados en el programa —fundamentalmente Tecpetrol, brazo petrolero del grupo Techint, que percibe un 70% de los subsidios, y en menor medida, CGC, la compañía de Corporación América—, la Secretaría de Energía acercó una propuesta que consiste en respetar el pago de subsidios plenos para un porcentaje de la producción de gas declarada bajo el paraguas del programa de estímulo, en tanto que prevé que para el porcentaje restante se pagará una compensación menor y por un plazo más acotado de tiempo. Así, por ejemplo, en el caso de Tecpetrol, que apunta a producir 17 millones de metros cúbicos diarios (MMm3/día) de shale gas desde Fortín de Piedra, la oferta de Iguacel apunta a pagar compensaciones plenas por 8,5 MMm3/día de gas. Eso implica que para esa producción el Estado otorgará durante todo 2019 una bonificación que surge de calcular la diferencia entre el precio promedio de venta de gas en el mercado (unos 4 dólares) y un precio estímulo, que el año que viene se ubicará en US$ 7 por millón de BTU. Eso quiere decir que por esa oferta de gas proveniente de Vaca Muerta, Tecpetrol pasaría a cobrar unos 3 dólares adicionales por cada MMBTU producido. Mientras tanto que para los 8,5 MMm3/día restantes, la propuesta del Ejecutivo es pagar los subsidios sólo durante cinco meses del año (el período invernal) y reducir el monto de la compensación a 2 dólares fijos por sobre el precio promedio de mercado. Desde la empresa controlada por Techint evitaron realizar comentarios. La misma fórmula de ajuste aplicaría también para CGC y también para YPF, PAE, Total y Wintershall, aunque en el caso de estas últimas las compensaciones son mucho menores.
• El segundo lote de petroleras involucradas está integrado por empresas que presentaron la documentación pertinente en tiempo y forma para percibir los beneficios previstos por la resolución 46, pero que aún no fueron aprobados por la Secretaría de Energía. Están en una especie de limbo legal, dado que fueron presentados a principios de año, pero el Estado aún no se expidió sobre su situación. En esta situación están ubicadas Pluspetrol, Pampa Energía, ExxonMobil y Capsa, entre otras. Para este grupo, la propuesta es pagar un delta fijo de US$ 2 por MMBTU por la producción de gas alcanzada pero sólo durante cinco meses del año (desde mayo hasta septiembre). Según pudo averiguar este medio, no existe, a priori, voluntad de las empresas por aceptar la oferta del gobierno.

La voluntad del secretario de Energía es lograr una renegociación medianamente consensuada con las empresas. El programa de estímulo para el gas no convencional es una iniciativa de esta administración. Cualquier cambio en la reglas de juego será interpretado negativamente por los privados. Pero lo fiscal tiene prioridad. Y también es cierto que en las últimas semanas se acentuó, como resultado colateral del programa, un fenómeno de baja de precios del gas en boca de pozo que, de continuar, afectará la inversión en gas durante 2019.

En ese marco, el Ejecutivo presentará en los próximos días una resolución que readecúe la resolución 46. La estrategia oficial es que los privados acepten voluntariamente los términos y condiciones que se desprendan de ese texto. Con ese aval, se apunta a descartar también futuros reclamos administrativos o judiciales.

Un grupo de cinco petroleras se reunió en privado el martes para compartir impresiones y trazar un diagnóstico común de la situación. La posición de la mayoría es no aceptar la oferta que transmitió el secretario de Energía. Algunos ejecutivos señalan incluso que, frente a la restricción fiscal, sería preferible anular la resolución 46 y definir si es necesario un nuevo plan de estímulo. “Es la segunda propuesta que nos acercan. Y seguramente exista una tercera. De 1 a 10, te diría que estamos en cinco. Aún hay muchos puntos sobre los que trabajar”, explicó el presidente de una petrolera, bajo reserva de nombre.

La principal preocupación de la industria es cómo afectará la readecuación de la resolución 46 a la inversión proyectada en campos de gas. Por la caída de los precios y el ajuste del programa de incentivos, los desembolsos en Vaca Muerta y otros campos no convencionales de tight gas podría amesetarse o declinar durante el año próximo. “Si queremos que la Argentina se convierta en un exportador de LNG (gas natural licuado) para mediados de la década próxima no podemos interrumpir ahora la inercia positiva de la inversión. Sería una muy mala decisión y un lujo que no podemos darnos”, explicaron desde otra empresa.

La otra arista del problema es cómo resolver la distorsión de los precios del mercado de gas que se generó a partir de la inyección de la producción subsidiada de gas. El programa de estímulo, coinciden las empresas, termina favoreciendo que el gas caro (no convencional) termine ingresando al sistema antes que el gas barato de campos maduros. Es un contrasentido, advierten algunos productores. Las empresas beneficiadas por el programa —agregan— poseen mayor poder de negociación para competir en el mercado porque pueden ofrecer precios más baratos.

“Una solución a explorar podría ser que la producción de gas de Tecpetrol o CGC, por ejemplo, que operan bajo la resolución 46, se destine a cubrir la oferta de Camuzzi, la distribuidora que cuenta con tarifas más bajas por cuestiones climatológicas, y una parte de la demanda de gas de Cammesa para el segmento de generación. De esa manera, el gas subsidiado de la 46 se utilizaría para transferir esa renta que se genera con fondos del Estado a hogares, comercios y PyMEs de la patagonia que consumen más gas por cuestiones de temperatura. Y también se usaría para reducir los costos de generación del sistema eléctrico, con el consecuente beneficio de los generadores”, propuso el gerente comercial de una compañía. “No es la solución ideal. Eso seguro. Pero estamos a fin de año y debemos empezar en soluciones que nos permitan trabajar en escenarios superiores, por más que no sean los que más nos gustan”, añadió.