Plan Gas: inversiones por u$s 6.000 millones

El gas, la apuesta de las petroleras para 2017

El Ministerio de Energía prepara una nueva versión del Plan Gas para incrementar las inversiones en Vaca Muerta, pero también para dinamizar la actividad en campos convencionales y off shore.*

Existe una certeza entre las empresas productoras de hidrocarburos que operan en la Argentina: todas saben que 2017 marcaría el fin del esquema de precios diferenciales para el crudo que se extrae en el país. El llamado “barril criollo” –fijado discrecionalmente durante 2015 y 2016 en niveles más altos que la cotización internacional a fin de mantener la inversión en los yacimientos locales– tiene fecha de caducidad. Según adelantaron funcionarios del Ministerio de Energía a los máximos directivos del sector, la idea del Gobierno es que el 1 de marzo el precio interno del petróleo puede que converja con el internacional. Puede haber alguna dilación en la fecha de implementación, pero la decisión ya fue aprobada por el presidente Mauricio Macri.
Con esa certidumbre para el mercado de crudo, que seguramente repercutirá a la baja en el nivel de actividad de los reservorios eminentemente petrolíferos, como los del Golfo San Jorge de Chubut y el norte de Santa Cruz, la expectativa de los jugadores del upstream de hidrocarburos está puesta en el gas. La clave, en ese sentido, pasa por conocer los alcances del plan de incentivo a la producción de gas que prepara el Ejecutivo.
La lectura que fluye desde la Casa Rosada es evidente: mientras se extienda la etapa de precios del petróleo por debajo de los u$s 50, la tracción de inversiones para la Argentina tendrá que venir de la mano del gas. En ese sentido, el Gobierno prepara para fines de noviembre o principios de diciembre un anuncio integral para el sector, que contempla, por un lado, la firma de un nuevo convenio colectivo de trabajo con los gremios petroleros a fin de reducir los costos operativos en los yacimientos no convencionales. Y por el otro, la presentación de un nuevo programa de promoción específicamente destinado a elevar las inversiones en los campos de gas.

Triplicar

Gustavo Lopetegui, uno de los coordinadores del gabinete económico desde la Jefatura de Gabinete, considera que en dos años la Argentina estará en condiciones de triplicar las inversiones en gas si se generan las condiciones y el marco regulatorio adecuado.
En concreto, el ministro de Energía, Juan José Aranguren, está negociando con las principales empresas productoras de gas la continuidad –con varias modificaciones de peso– del Programa de estímulo a la inyección excedente de gas, conocido en la jerga como Plan Gas a secas. Se trata de una iniciativa establecida en enero de 2013 que motorizó un incremento de las inversiones en los yacimientos locales de gas. La vigencia de la medida se extiende, en rigor, hasta el 31 de diciembre de 2017, es decir, hasta dentro de 12 meses.
Los privados quieren que el Ejecutivo garantice la extensión del programa –que en la práctica establece mejores precios de venta para la nueva producción de gas– al menos hasta 2020.
Según confiaron a este medio fuentes cercanas a la Jefatura de Gabinete, el Gobierno no avanzará con un nuevo esquema de promoción a la inversión en gas –vía subsidios directos del Estado– si no existe un compromiso real de los productores de invertir en Vaca Muerta. “Ya no alcanza con realizar proyectos piloto de 20 o 30 pozos. Queremos proyectos de explotación comercial de u$s 1.500 o 2.000 millones. El objetivo es conseguir, para 2018, inversiones por u$s 6.000 millones en el desarrollo de tight y shale gas”, precisaron.

Características generales

El Inversor Energético & Minero tuvo acceso a los lineamientos centrales de la iniciativa que está siendo discutida en el seno del Ministerio de Energía.
El Plan Gas contempla el pago de un precio diferencial de u$s 7,50 por millón de BTU para la producción de gas que se encuentre por encima de la curva de declinación convenida entre cada empresa y el Ejecutivo. Es un subsidio que no distingue entre tipos de yacimientos (convencionales y no convencionales). Tiene en cuenta la producción total del fluido de cada petrolera para determinar el volumen de subsidios que le corresponde. La versión que prepara el Ministerio de Energía estará enfocada, fundamentalmente, en el desarrollo de los reservorios no convencionales de tight y shale gas. Aunque también se baraja una versión que incluya proyectos convencionales de nuevas formaciones productivas y los off shore (cuesta afuera) en el Mar Argentino.
Si el Plan Gas I establece el pago de un único precio diferencial de u$s 7,50 para la producción incremental de gas, la iniciativa que se está trabajando en Energía prevé una escala variable de precios en función del tiempo. En efecto, la propuesta del Gobierno es fijar un esquema de promoción a la inversión que se extienda entre 2018 y 2020. La idea que transmitió Aranguren a las petroleras contempla un esquema decreciente de precios, que arrancaría en u$s 7,50 aplicable a 2018 y finalizaría en u$s 6,50 en 2020. Es probable que se introduzca una fórmula de fijación de precios que esté vinculada al precio de importación de Gas Natural Licuado (LNG). La lectura del Gobierno es que hacia el final de esta década los costos de producción en Vaca Muerta se reducirán, por lo que la explotación de shale gas será rentable con un precio de u$s 6,50. Las empresas, en cambio, alegan que a los costos actuales ese precio es insuficiente para garantizar inversiones. ›|‹

* Por Nicolás Gandini