Uno de los temas más complejos de la industria petrolera es el gas. La comercialización de este hidrocarburo es un laberinto que se alimenta de segmentos de consumo diferenciados, resoluciones de incentivos, un mercado regulado y otro desregulado, fluido convencional y no convencional, productores, transportistas y distribuidores. El último moño lo puso la Resolución 46-E que garantiza un sendero de precios para el gas no convencional.

Entre las productoras comenzó a circular un gran interrogante: qué ocurrirá con el vencimiento de los anteriores planes de incentivo a los precios. En la industria se los conoce como Plan Gas y Gas Plus. La mayoría de estos esquemas vencen el 31 de diciembre de este año y si bien el nuevo programa rige desde el 1 de enero de 2018, una gran porción de la producción de gas de las operadoras no quedará bajo el paraguas del último programa de incentivo para los precios.

El nuevo plan de subsidios al gas tiene alcance exclusivo para la Cuenca Neuquina y sólo incluirá al gas no convencional. Para ingresar las empresas deben presentar un plan de inversión que tiene que ser aprobado primero por Provincia y luego por Nación. Al acceder se les garantiza un “seguro de precio”: el Estado cubre la diferencia entre el valor de venta y un esquema que comienza en 7,5 dólares en 2018 y termina en 6 dólares en 2021.

¿Qué es lo que hace ruido entre las empresas? Los planes de incentivo que vencerán garantizaban, en líneas generales, un valor de 7,5 dólares para todo el gas que se produjera por encima del promedio de la curva de declino natural. Pero el ingreso al plan se hacía por compañía. Es decir que el promedio que se tomaba en cuenta sumaba los resultados de todas las operaciones que una firma tuviera en el país, sin importar donde intensificara sus inversiones para elevar la extracción.

Si bien el ministro de Energía, Juan José Aranguren, anticipó que buscaba extender el acuerdo para Vaca Muerta a otras cuencas, por el momento sólo se garantiza el precio para los proyectos no convencionales de la Cuenca Neuquina. Esta metodología fue una de las diferencias que terminó con la salida del ministerio de José Luis Sureda, secretario de Recursos Hidrocarburíferos.

El gas no es considerado un commodity por lo tanto no tiene un precio internacional de referencia. Si bien el mercado mundial tiende cada vez más a unificar criterios alrededor de este hidrocarburo, un valor de 7,5 dólares por millón de BTU (ó 6 dólares en 2021) es un precio por demás atractivo. En Estados Unidos se paga un promedio de 2,5 dólares. Por eso para las compañías contar con un valor garantizado no es una oportunidad que se pueda dejar pasar.

Para las autoridades del ministerio de Energía el tema parece estar despejado. Entienden que al vencerse la vigencia de los anteriores planes de incentivo, el gas para industria queda liberado al precio de mercado y el fluido domiciliario –que está regulado–, a través de la quita de subsidios, arribará en 2021 a un valor similar al que propone el sendero del nuevo programa: 6 dólares.

En ese cruce de curvas creen que deberían balancearse los promedios de venta de las compañías petroleras. A priori parece que para conseguir ese equilibrio es necesario entrar al nuevo esquema de valores para el no convencional, algo que empujará las inversiones en Neuquén pero que puede desalentarlas en otras cuencas.

El tema no es ajeno para las provincias: las regalías importan tanto como el precio y la producción. “En esto estamos juntos”, disparó un funcionario neuquino a un directivo de una importante petrolera. La duda local sobre la transición entre los planes de incentivo tenía que ver con saber sí la producción no convencional preexistente a la puesta en marcha del programa será reconocida.

Neuquén produce el 50% del gas que se extrae en el país. Según estimaciones del ministerio de Energía de la provincia actualmente el 40% del fluido proviene de formaciones no convencionales (shale o tight). Sin embargo resulta imposible discriminar qué porción del total se encuentra contenido en alguno de los planes de incentivo de precios para este hidrocarburo.

Ocurre que el entramado de resoluciones y anexos que rigen a la producción del gas atraviesan viejos y nuevos yacimientos en una bolsa común que tenía como objetivo recuperar los niveles de producción. Aprovechando ese esquema diferencial de precios, varias empresas se lanzaron a los proyectos de gas no convencional y consiguieron llevar esos yacimientos a altos niveles de producción.

Si bien la resolución 46-E no lo establece explícitamente, las interpretaciones oficiales sobre el tema dan por descontado que la producción no convencional existente a la fecha serán consideradas en su totalidad para el seguro de precio que garantiza el Estado nacional. Claro que para acceder al plan deberán presentar nuevos proyectos de inversión. Lo que entienden los técnicos de Nación es que no contemplar los niveles de extracción conseguidos sería más una penalidad que incentivo al desarrollo.