Nación le puso techo al gas de Vaca Muerta

A mediados de mayo, antes de que el dólar se disparara por las nubes, el entonces ministro de Energía de la Nación, Juan José Aranguren anunciaba en un encuentro del IAPG en Houston que 19 desarrollos se habían sumado al nuevo Plan Gas de estímulo para la producción no convencional y casi en tono exultante precisaba que “antes de junio van a estar todos aprobados”.

Pero junio llegó y pasó. Aranguren fue desplazado de su cargo y desde entonces la incertidumbre sobre la continuidad del plan fue in crescendo entre las operadoras.

Ayer el nuevo ministro de Energía, Javier Iguacel, brindó su primera conferencia de prensa en la que si bien arrojó un poco de claridad, tampoco dejó conforme a todos. Es que mientras reveló que se cortó el ingreso de nuevos desarrollos al plan de incentivos económicos, también le puso tope a la producción de gas no convencional que se subsidiará.

“Nuestra idea es que los proyectos que estaban en evaluación y presentados, y que continúan incentivando el desarrollo del no convencional de Vaca Muerta, los vamos a terminar de estudiar y posiblemente los incorporemos al programa”, aseguró Iguacel casi respondiendo a una ola de rumores sobre el corte del programa que hasta el momento incorporó a ocho desarrollos en Neuquén, Río Negro y Santa Cruz, dado que no sólo contempla el shale gas, sino también el tight.

Pero Iguacel agregó que “a partir de ahí los -proyectos- que no se han presentado todavía, ya no vemos la necesidad de continuar con esa política”, marcando así un corte al plan que lanzó su antecesor y que marca un sendero de precios garantizados que comienza este año con 7,50 dólares por millón de BTU y culmina en 2021 en 6 dólares, recortando cada año 50 centavos de dólar por millón de BTU.

Sin embargo Iguacel también le puso un tope al ingreso al programa de los desarrollos ya presentados. “Los proyectos que están presentados los estamos evaluando hasta llegar a un volumen de unos 50 millones de metros cúbicos, 60, que nos van a permitir ser exportadores”, sostuvo Iguacel en la rueda de prensa.

Este tope al plan de subsidios a la producción abrió nuevos interrogantes entre las operadoras que ya habían planteado sus diferencias al titular de Energía. Es que si bien 60 millones de metros cúbicos por día representan prácticamente el 60% de la producción diaria del país, también plantean dudas sobre lo abarcativo que puede ser el programa pues sólo el primer desarrollo avalado, Fortín de Piedra de Tecpetrol, tiene una proyección de producción de 15 millones de metros cúbicos por día, es decir que representa el 25% del gas que podría aspirar a tener un precio diferencial.

Hasta el momento sobre 20 desarrollos presentados, ocho fueron aprobados por Nación, entre los que se encuentran algunos como Estación Fernández Oro (EFO) de YPF en donde el programa sólo se aplica al gas incremental que se extraiga y que actualmente está estimado en cerca de un millón de metros cúbicos.

Parálisis y caída

El análisis del titular de Energía partió de considerar que el plan “ha sido muy bueno, ha dado un resultado extraordinario”. No obstante, de acuerdo a los últimos registros de producción se observa que los proyectos que están desde el verano en la lista de espera reflejan signos de parálisis o bien no muestran el aceleramiento que se buscaba lograr con el sistema de estímulos.

En el caso de YPF los proyectos para Las Tacanas y Cerro Las Minas mostraron en junio una producción nula, a pesar de que en esa presentación que Aranguren realizó en mayo aseguró que en los primeros días de junio ingresarían al programa.

Pluspetrol tiene otro de los bloques en espera: La Calera. Allí luego de desarrollar un pozo piloto la firma bajó la térmica, y si bien desde la operadora se detalló que se continuará con el compromiso de perforar tres nuevos pozos en lo que resta del año, el área estaba previsto que ingrese al nuevo Plan Gas en junio.

Esa es precisamente la contracara de la dilación en la aprobación de los nuevos desarrollos, dado que desde las operadoras consultadas se coincidió en que sin el estímulo se buscará respetar los planes de inversión comprometidos, pero sin acelerar ni un metros más las perforaciones.

Iguacel sostuvo ayer que los volúmenes esperados “nos van a permitir ser exportadores, satisfacer la demanda y terminar de consolidad el desarrollo de Vaca Muerta para que nos convirtamos en uno de los cinco países exportadores de gas del mundo de acá a unos 5 ó 10 años, que es nuestro objetivo”.

La aspiración dependerá de qué desarrollos accedan a los estímulos, dado que mientras algunos bloques podrían apuntalar la senda de crecimiento, la producción también debe enfrentar el declino que muestra el gas convencional con caídas como en Loma La Lata de casi un millón de metros cúbicos en el año.

Las medidas se suman a la virtual anulación del sendero de precios de la Resolución 212/16 para el gas en boca de pozo que dejó de actualizarse en abril de este año.
El programa de estímulo se dio como una continuidad del anterior Plan Gas que abarcaba toda la producción y aún no terminó de ser abonado.

En números
12
son los desarrollos que están en lista de espera para acceder al programa de subsidios a la producción.
u$s 7,50
es el precio que se garantiza para este año por cada millón de BTU.

En números
7,8
millones de metros cúbicos produjo Loma La Lata en junio. En enero se extrajeron de allí 8,6 millones de metros cúbicos.
15 millones
de metros cúbicos es la máxima producción que espera lograr Fortín de Piedra.

La posibilidad de recortar subsidios dentro de la cartera de Energía señalaba a las compras que realiza la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico (Cammesa) de gas para generación eléctrica como la principal herramienta de ajuste y así quedó plasmado ayer con la publicación de la resolución 46E/2018 del ministerio.

La norma modificó los valores que se reconocían desde 2016 para la modalidad de Gas Plus, que era de 5,20 dólares por millón de BTU, y que con el ajuste de casi un 20% pasará a ser ahora de 4,20.

Desde ayer la norma fijó los nuevos precios del gas natural en cada punto de ingreso al sistema. La tabla de detalle marca que se abonará 4,42 dólares por millón de BTU para la Cuenca Neuquina que hasta el momento estaba en 5,53.

Para la Cuenca Noroeste será de 3,94; 3,87 para la Cuenca Golfo San Jorge, 3,70 para la Cuenca Santa Cruz Sur y para la Cuenca Tierra del Fuego 3,58.

La medida se enmarca en el recorte de subsidios que lleva adelante el gobierno nacional y según estimaciones realizadas por las operadoras, la reducción del precio reconocido por Cammesa podría alcanzar una rebaja en los subsidios que se abonan a las petroleras de hasta 17.000 millones de pesos por año.

Paralelamente el menor costo también incide en el precio final de la energía que abona el usuario.

Desde el gobierno nacional se había anunciado que se aspiraba a que el gas que compra Cammesa ingrese a un sistema de subastas para fomentar una reducción en su valor que ahora quedó resuelta de antemano con esta resolución.

Por Victoria Terzaghi
Río Negro

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