El proyecto de ley que el gobierno de Neuquén presentó este martes en la Legislatura provincial -y que contiene el Acta Acuerdo firmada con YPF para establecer un marco jurídico y fiscal para el Gas Natural Licuado (GNL) junto a condiciones específicas de regalías- servirá como modelo para generar nuevos convenios con otras operadoras que pretendan exportar GNL. Así lo confirmó a EconoJournal el ministro de Energía, Gustavo Medele, luego de participar de una reunión técnica junto a diputados provinciales donde explicó los alcances del proyecto de ley oficializado hoy, del cual el gobierno provincial espera una rápida aprobación.

La nueva norma le permitiría a Neuquén dar aval político al acuerdo firmado con el presidente y CEO de YPF, Horacio Marín, que establece estabilidad fiscal por 30 años al proyecto Argentina LNG dentro del territorio provincial, la eximición del pago de Ingresos Brutos y del Impuesto al Sello, junto con un régimen diferencial de regalías que variarán entre el 7,5% y el 12% de acuerdo al valor del gas metano en el mercado.

“Deberán presentar sus proyectos de GNL”

“Cada proyecto tendrá su acta acuerdo. En cada Concesión de Explotación No Convencional (CENCH) entran muchas variables, como un estándar de regalías del 12% o la cantidad de pozos dentro del plan piloto. En este caso es lo mismo: tienen que venir las empresas y presentar su propio proyecto de GNL”, afirmó Medele al ser consultado por este medio.

El ministro de Energía de Neuquén sostuvo que era importante poder avanzar con el primer acuerdo con YPF para sentar un precedente y dejar de manifiesto un modelo que luego se pueda aplicar a todas las operadoras por igual.

“Ahora será más fácil sentarnos a discutir los próximos acuerdos teniendo en cuenta esta separación que establecimos entre el metano y el resto de los productos (que deberán liquidar regalías normalmente). Este modelo tiene elementos que hacen que sea fácil aplicarlo a otros proyectos, tiene más flexibilidad, el aval de todos los ministros -porque cada uno pudo analizarlo- y ahora tiene la posibilidad de convertirse en ley. Llevó tiempo negociar esto y mucho esfuerzo”, destacó.

En los hechos, el Acta Acuerdo firmada con YPF fue debatida durante al menos seis meses. Su creación tuvo origen luego de que la petrolera adquiriera tres áreas a Pluspetrol (Las Tacanas, Meseta Buena Esperanza y Aguada Villanueva), ubicadas principalmente en la ventana de gas condensado y seco de Vaca Muerta. Posteriormente, el CEO de YPF comenzó a delinear un plan que permitiera el desembarco de los socios del proyecto Argentina LNG (la italiana ENI y la árabe Adnoc) en esas mismas áreas de Vaca Muerta. Para esto, logró la conversión de esos bloques al no convencional, una solicitud que dio como resultado la creación de cinco nuevos bloques.

Tanto para YPF como para el gobierno provincial, poder establecer un régimen especial permitiría brindar competitividad y viabilidad económica al proyecto, además de acelerar la llegada de sus socios estratégicos. En contrapartida, la provincia exigió un Bono de Inversión por US$175 millones (que se suma a los 150 millones que recibió por las cinco CENCHs) y que la petrolera adopte la Decisión Final de Inversión (FID) y logre el financiamiento para el proyecto Argentina LNG dentro de los 24 meses desde la obtención de las áreas.

Asimismo, para adherir a los beneficios de este nuevo esquema la provincia pide que las empresas construyan un gasoducto dedicado para el transporte del fluido. Según confirmaron fuentes provinciales a este medio, el proyecto SESA (el consorcio que integran PAE, YPF, Pampa Energía, Harbour Energy y Golar LNG) está al tanto de los términos de este acuerdo, lo que refuerza la intención de la provincia de replicar este esquema con otros jugadores del sector.

El valor del gas y las regalías, lo más consultado

Dentro del debate legislativo, uno de los puntos más consultados al ministro de Energía tuvo que ver con el valor del gas que se tomará de referencia para la posterior liquidación de las regalías. En este sentido, Medele detalló que una de las principales cuestiones a analizar tiene que ver con la extensión en el tiempo de los proyectos que, al encontrarse dentro del Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones (RIGI), duran unos 30 años. Por este motivo, no podía considerarse una suma fija para el valor del gas.

El proyecto plantea que se definirá en base a un coeficiente que pondere el Precio Internacional de GNL y el precio de venta del gas natural con destino a la industria. El primero tomará como valor de referencia el precio internacional considerado en el mercado asiático bajo la denominación JKM, que establece una base 1 de US$16/MBTU y un valor base 2 de US$20/MBTU. En tanto, para el gas metano se considerará el valor del gas en firme establecido por la Secretaría de Energía.

“Se analizaron muchas variables de precio del gas, pero cada vez que se piensa en un número, se debe considerar que tiene que vivir 30 años. Por eso, debíamos variabilizarlo con algún elemento, y el precio industria es al que los productores pueden perforar y hacer pozos”, añadió.

“Por otro lado, este negocio ya tiene incertidumbre, por eso no queremos poner términos fijos sino que los precios sean los del mercado, porque los pozos de gas cuestan más que los de petróleo. Todo está pensado para que dentro de 30 años se sostenga”, concluyó.