El gobernador de Neuquén, Omar Gutiérrez, que buscará la reelección el próximo 10 de marzo, se reunió ayer por la mañana con el flamante secretario de Energía, Gustavo Lopetegui, y con el ministro de Hacienda, Nicolás Dujovne, para informarse en detalle de cómo el gobierno pretende ajustar la masa millonaria de subsidios destinados a estimular la producción de campos no convencionales de gas en Vaca Muerta.
El mandatario neuquino realizó declaraciones a medios nacionales como La Nación a la salida de ese encuentro. En síntesis, transmitió que el programa de incentivos a las petroleras continuará vigente y que los nuevos proyectos presentados (en estado de indefinición) serán aprobados. Por consiguiente, interpretó, la inversión en Vaca Muerta se mantendrá estable. Para Neuquén, la continuidad del programa de subsidios es relevante no sólo porque incentiva el nivel de actividad hidrocarburífera, sino también por su impacto en el presupuesto provincial.
La realidad, sin embargo, es más compleja y permite un análisis menos concluyente. ¿Cuál es la última propuesta que Lopetegui transmitió a las empresas? En concreto, el Estado está dispuesto a abonar un estímulo fijo a las productoras que exploten yacimientos de tight y shale gas. En 2019, serán US$ 2,50 por millón de BTU por sobre el precio de venta. En 2020, 2,25 dólares. Y en 2021, finalizará en 2 dólares.
¿Cuál es la diferencia con relación al marco actual? La resolución 46/2107 del Ministerio de Energía, que creó el programa de estímulo, prevé un subsidio variable que se calcula como diferencia del precio promedio del gas en el mercado local y un precio premio decreciente que arrancaba en US$ 7,50 en 2018 y finalizaba en 6 en 2021. Eso determina, por ejemplo, que si el precio medio ronda los 3 dólares, como sucede en estos meses de verano, las petroleras perciben 4 dólares de subsidio que cubren la diferencia hasta llegar a los US$ 7 del premio. Con el ajuste que ayer le explicó Lopetegui al gobernador de Neuquén, las compañías beneficiarias sufrirán un recorte de alrededor del 40% de lo que venían percibiendo, tal como adelantó EconoJournal el 14 de diciembre.
A priori, Tecpetrol, brazo petrolero de Techint y principal beneficiario del programa, y otras grandes empresas como YPF, están dispuestos a avalar la propuesta de gobierno. Con ese recorte, en lugar de costar US$ 1250 millones en 2019, la ejecución del plan de incentivo a Vaca Muerta demandará este año unos US$ 700 millones. Ese es la cifra tope que fijó el ministro de Hacienda, Nicolás Dujovne.
Para que eso suceda, sin embargo, es preciso destrabar tres puntos adicionales. El primero está ligado a qué sucederá con los proyectos de desarrollo no convencional de gas que fueron presentados en tiempo y forma bajo la órbita de la Secretaría de Energía, pero que no fueron aprobados por esa cartera. A la fecha, permanecen en un limbo legal. En esa situación se encuentran iniciativas de empresas como Pluspetrol, Pampa Energía, Capsa y de la propia YPF. En Hacienda se barajó en darlos de baja no sólo por la limitante fiscal. También porque no existe transporte disponible para evacuar esa producción. Pero finalmente se tomará una decisión intermedia. “¿Por qué tengo que aceptar que el Estado no me otorgue un subsidio que sí le adjudicó a un competidor cuando cumplimos todas las reglas previstas en la norma?”, reflexió el director de una de esas compañías.
La resolución que publicará en los próximos días Energía contempla que los proyectos que están en situación de aprobación se terminarán autorizando, aunque sólo por la producción inicial declarada por los privados al momento de empezar los trámites. En este punto, existe una diferencia con relación a los ocho proyectos que ya están en marcha. Estos últimos cobrarán subsidios sobre la producción rectificada al 31 de diciembre de 2018. Y no sólo por la producción estipulada en origen. Tecpetrol, por ejemplo, había declarado, en marzo del año pasado, que inyectaría unos 9 millones de metros cúbicos diarios (MMm3/d) de gas desde Fortín de Piedra, su campo estrella en Vaca Muerta. Con el paso de los meses, cuando confirmó un rendimiento superior de los pozos perforados, rectificó ese volumen hasta los 17 MMm3/día del hidrocarburo.
En segundo lugar, el ajuste que prepara Lopetegui incluye una salvedad comercial: si bien durante todo el año se pagará un estímulo económico fijo sólo por la producción revalidada por Energía, en los meses de frío eso no será así. Durante el invierno no existirá tope: las empresas cobrarán la bonificación por todo el gas que entreguen al sistema. Es una decisión lógica, dado que toda molécula de gas local que se produce en invierno sirve para desplazar gas de Bolivia o LNG que llega por barco, en ambos casos con costos más elevados.
El tercer punto a aclarar es cómo se cobrarán los subsidios. La metodología actual prevé que las empresas perciben un adelanto, 45 días después de inyectar el gas en sistema, por el 85% del monto a cobrar. El 15% restante lo devengan dos meses más tarde una vez que el Estado corrobora que los volúmenes inyectados son correctos. Ese esquema nunca terminó de aceitarse. Por las restricciones fiscales del gobierno, es usual que los pagos se dilaten en el tiempo.
La nueva propuesta dispondrá que las petroleras cobrarán ordinariamente un 70% de las bonficaciones correspondientes. El 30% restante se reconocerá en dólares sin interés en un fondo fideicomiso que se cancelará a fines de 2021, una vez que concluya el programa de estímulo.
