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Fuerte contrapunto entre Aranguren y las petroleras por los subsidios al gas

06/11/2017 | ARGENTINA | Ultimo momento | 469 lecturas | 34 Votos



El Ministerio de Energ铆a public贸 el viernes la resoluci贸n 419, que reglamenta el funcionamiento de un programa de est铆mulo a la inversi贸n en yacimientos no convencionales a partir del 1潞 de enero de 2018.




Voceros de la cartera que dirige Juan Jos茅 Aranguren indicaron que se trata de una norma meramente formal que explica c贸mo se instrumentar谩 en esa iniciativa. Sin embargo, en los hechos, la resoluci贸n tendr谩 un impacto profundo en el negocio de producci贸n de gas. Por lo bajo, las petroleras cuestionan la letra chica de esa resoluci贸n y adelantan que muy probablemente provoque un recorte de la inversi贸n real en los yacimientos de gas que acentuar谩 la ca铆da de la producci贸n de gas.

En rigor, la resoluci贸n 419 sustituye el anexo reglamentario de la resoluci贸n 46 de Energ铆a, de marzo de este a帽o, que cre贸 el programa de est铆mulo a la producci贸n de gas desde campos no convencionales de la cuenca Neuquina. La norma fue dise帽ada para incentivar el desarrollo de Vaca Muerta y como veh铆culo para impulsar la inversi贸n privada tras la finalizaci贸n del Plan Gas, lanzado en 2013 para reactivar la inversi贸n gas铆fera.

El anexo publicado el viernes en el Bolet铆n Oficial fija, con una extensi贸n de 6 p谩ginas, las bases y condiciones del programa. En ese sentido, define desde un plano t茅cnico los conceptos y categor铆as sobre los que se apoyar谩 la operatoria del programa. A grandes rasgos, el plan prev茅 que el Estado subsidie con fondos del Tesoro a las petroleras que incrementen la producci贸n no convencional de hidrocarburos. Se les reconocer谩 un precio diferencial de US$ 7,50 por mill贸n de BTU en 2018, que ir谩 decreciente cada a帽o (perder谩 50 centavos de d贸lar por a帽o) hasta llegar a US$ 6 en 2021.

Las cr铆ticas de las empresas apuntan a la metodolog铆a elegida por Energ铆a para seleccionar qu茅 proyectos estar谩n beneficiados y cu谩les no y tambi茅n a c贸mo se remunerar谩 la oferta no convencional de gas.

A continuaci贸n, los puntos m谩s salientes del programa de est铆mulo que entrar谩 en vigencia el 1潞 de enero del a帽o que viene.

驴Qu茅 proyectos estar谩n alcanzados? La cartera que dirige Juan Jos茅 Aranguren defini贸 que el gas no convencional es el fluido proveniente de campos de shale gas (Vaca Muerta y otras formaciones de roca generadora de hidrocarburos) y tight gas de arenas compactas de baja permeabilidad y porosidad de la cuenca Neuquina, que abarca las provincias de Neuqu茅n, R铆o Negro y parte de La Pampa y Mendoza.

Para aquellas concesiones que ya cuentan con producci贸n no convencional, se tomar谩 como punto de partida una producci贸n inicial de gas, que se calcular谩 en base al promedio de la oferta del fluido desde julio de 2016 hasta julio de 2017. El Estado reconocer谩 el precio diferencial previsto en la diferencia entre la producci贸n efectiva y la producci贸n inicial. Es decir, subsidiar谩 el gas nuevo, entendido como la oferta incremental de gas no convencional.

Las petroleras 鈥揺ntre las que figuran YPF, Pan American Energy (PAE), Total, Wintershall y Pampa Energ铆a, entre otras- cuestionan especialmente este aspecto. Consideran que la metodolog铆a elegida no incentiva la continuidad de la inversi贸n en campos de tight o shale gas que ya est谩n en desarrollo, dado que el programa no contempla la declinaci贸n natural de los campos de tight gas que ya est谩n desarrollo. A su entender, la inversi贸n nueva en esos campos destinada a reemplazar esa declinaci贸n inevitable de los pozos de tight gas 鈥損ueden perder hasta un 25% de su producci贸n en un a帽o- no ser谩 premiada. Esa situaci贸n provocar谩, siempre desde la 贸ptica de los privados, que el desarrollo de esos grandes campos de tight gas 鈥揷omo Rinc贸n del Mangrullo y Estaci贸n Fern谩ndez Oro, de YPF; Lindero Atravesado, de PAE; e incluso Aguada Pichana, operada por Total- se torne en antiecon贸mico.

鈥淎煤n con la baja de costos durante el 煤ltimo a帽o, la explotaci贸n de los yacimientos de tight en Neuqu茅n es inviable con un precio promedio inferior a los US$ 6 por mill贸n de BTU. Habr谩 que analizar caso por caso c贸mo impacta la resoluci贸n que public贸 el ministerio, pero a priori es muy probable que la inversi贸n en gas caiga durante el primer semestre de 2018鈥, adelant贸 a EconoJournal el gerente general de una de las grandes petroleras del pa铆s.

Desde Energ铆a, en cambio, indicaron que el Estado hizo un esfuerzo para incluir tambi茅n 鈥揹entro de la resoluci贸n 46- a los proyectos de gas no convencional que ya estaban en producci贸n. 鈥淓n un principio, la norma estaba pensada para acelerar la inversi贸n impulsando el desarrollo comercial de proyectos que est谩n en instancia de piloto. Pero se cambi贸 el criterio para beneficiar tambi茅n a los proyectos que ya est谩n en desarrollo鈥, explicaron cerca de Aranguren.

Lo concreto, en cualquier caso, es que con esta reglamentaci贸n el Gobierno recortar谩 significativamente los subsidios que transfiere a los productores de gas para incentivar la producci贸n, que hoy est谩 en ca铆da. Este a帽o, el Plan Gas le costar谩 al Tesoro cerca de US$ 900 millones, pero el Ejecutivo a煤n no empez贸 a pagar esa cuenta. La demora cre贸 un clima de incertidumbre entre las petroleras, que en respuesta difirieron sus planes de inversi贸n. Las empresas descuentan que en 2018 el ajuste fiscal que impulsar谩 el Gobierno provocar谩 un recorte abrupto de los subsidios para el sector de Oil&Gas. 鈥淎s铆 como qued贸 redactado, en el mejor de los casos, la implementaci贸n de la resoluci贸n 46 le costar谩 al Estado no m谩s de US$ 300 millones en 2018鈥, proyect贸 un alto ejecutivo del sector.

Fuente: Econojournal

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