Las principales compañías buscan anotarse en el nuevo Plan Gas con proyectos sin desarrollo. Gutiérrez reclama que se cambie el cálculo para las áreas en marcha.

La reglamentación del nuevo Plan Gas (Resolución 46) fue un baldazo de agua fría para las petroleras con desarrollo de gas en Vaca Muerta. Centralmente para YPF que anota más de 20 millones de metros cúbicos de fluido no convencional (20% de la producción total del país). Pero la decisión del ministerio de Energía, que conduce Juan José Aranguren, derivó en dos nuevos escenarios: las operadoras se pusieron a revisar sus proyectos gasíferos para cambiar la jugada y el gobierno provincial busca que se reconozca una mayor porción del gas shale y tight que ya se extrae.

La medida, que extiende los subsidios a los precios del gas no convencional en la Cuenca Neuquina, fue una de las partes del gran acuerdo para el desarrollo de Vaca Muerta. Fue una medida que sirvió para destrabar otros acuerdos, quizá con mayores costos sociales y políticos, como la andenda laboral y el congelamiento tributario para la provincia y los municipios.

El senador Guillermo Pereyra fue quien insistió en condicionar la aplicación de los cambios laborales, que en los hechos funcionó como una flexibilización, hasta no tener la garantía de una continuidad en los precios diferenciales para el gas neuquino.

En la industria hay coincidencia en señalar que los desarrollos no convencionales, más costosos para su explotación, necesitan de precios altos hasta conseguir la escala de negocio. Esta política fue inaugurada durante la gestión petrolera del exministro de Economía kirchnerista Axel Kicillof.

El objetivo de reducir las importaciones de gas a precios que triplicaban el valor interno, dio buenos resultados. Pero para las petroleras de no existir una continuidad, los esfuerzos realizados con inversiones en infraestructura y desarrollos, quedarían a mitad de camino.

La Resolución 46 fue la noticia que esperaba la industria. Pero su reglamentación (Resolución 419) fue la que no esperaban. El ministerio de Energía restringió el acceso al sendero de precios -que comienza en 7,5 dólares en 2018 y termina en 6 dólares en 2021- básicamente a los nuevos proyectos.

Para los desarrollos no convencionales con más de 500 mil metros de producción diaria, que son la mayoría de los bloques con desarrollo, el acceso a los precios diferenciales será sólo para los metros cúbicos que se consigan por encima del promedio de producción del último año.

Desde las compañías aseguran que esto deja fuera de economía a la mayoría de las áreas con producción no convencional. Entienden que llevarlos a precios de mercado -unos 2 dólares por debajo- no permite el repago de las inversiones necesarias sólo para sostener los niveles productivos. Las características del shale y el tight obligan a mantener un intenso plan de nuevas perforaciones que, de no cumplirse, puede hundir la extracción hasta un 30% en un año.

Los bloques El Orejano, Rincón del Mangrullo (YPF) y Lindero Atravesado (PAE) aportan casi 12 millones de metros cúbicos diarios de gas que representa el 20% de lo que se extrae en Neuquén. Por ejemplo estos proyectos, que apuntalaron la producción no convencional en los últimos años, no calificarían para ingresar al nuevo programa.

El ministerio de Energía de la provincia, que dirige Alejandro Nicola, trabaja intensamente por estas horas para analizar una suerte de catarata de nuevos proyectos de gas. Con el nuevo plan la Provincia es el primer mostrador por el que pasan los proyectos interesados en ingresar al esquema de precios diferenciales.

El límite de tiempo tiene dos variables: Nicola asume como concejal de la capital neuquina el próximo 10 de diciembre y el 31 del mismo mes vencen los anteriores programas de incentivo. El nombre del próximo ministro es aún una incógnita y, además, a las operadoras les resulta cómodo trabajar con el actual titular de la cartera, que llega desde la gestión de Jorge Sapag.

Las principales compañías alistan proyectos sin rodaje. En su mayoría son áreas que no estaban entre las prioridades de las operadoras. Son bloques con buenas perspectivas productivas pero alejadas de las zonas donde hoy está disponible la mayor concentración de infraestructura, esto las encarece y en una primera etapa les quitó atractivo.

El objetivo de las empresas es claro: mudar inversiones a aquellos yacimientos que puedan pasar de cero a cien en el corto tiempo o, por lo menos, avanzar lo más posible en los cuatro años que el Estado garantiza precios diferenciales.

En el caso de YPF los ingenieros trabajan en alistar varios de los pilotos que la compañía puso en carpeta a principio de año. Son planes que estaban pensados como pilotos, pero que se adelantarán sus plazos iniciales. Entre los nuevos proyectos se anotan algunos bloques como Aguada la Arena, Cerro Arena, Salinas del Huitrin y Las Tacanas. Todos sobre la ventana de gas seco.

Otras compañías caminan en el mismo sentido en busca de vencer los plazos para acceder al nuevo plan. (...)