12 octubre, 2020
EL COSTO FISCAL DEL ESTÍMULO A EMPRESAS LLEGARÍA A LOS U$S 1300 MILLONES SÓLO EN EL PRIMER AÑO
Por Trivia Demir
En días complicados para el equipo económico nacional, la semana abre con una definición importante para Nación. El anuncio del Plan Gas 4 para el estímulo a la producción de gas no convencional que será oficializado esta semana por Alberto Fernández, a más tardar el próximo jueves en Neuquén, junto con Martín Guzmán y el secretario de Energía, Darío Martínez.
Un dato de interés provinciano es que Nación deja afuera del nuevo plan de estímulo a los yacimientos convencionales, dado que el diseño original contemplaba el desarrollo de gas desde yacimientos ubicados en Chubut y en campos offshore. La distinción entre clase de yacimientos (convencionales y no convencionales) fue uno de las piedras con las que tropezó la resolución 46/2017 del Ministerio de Energía, que direccionó la inversión hacia campos de tight y shale gas sin tener en cuenta que aún existían oportunidades de desarrollo en algunos plays convencionales.
Este es un tema no menor para Chubut, del que no ha trascendido información en territorio, ni se ha visto a legisladores nacionales, funcionarios o referentes ‘con aspiraciones’ a futuro tomar posición al respecto, siendo que afecta de plano los ingresos provinciales, tanto públicos como privados.
Concretamente el modelo general del Plan Gas 4 se sustenta en la pronta realización -en las próximas semanas- de una subasta para formalizar contratos de largo plazo (4 años) entre las productoras ( YPF, la francesa Total Austral, Tecpetrol, PAE, Pampa Energía, CGC, Pluspetrol y la chilena ENAP, principalmente), las distribuidoras (Metrogas, Naturgy, Camuzzi y EcoGas, entre otras) y la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico (CAMMESA), que abastece a las usinas termoeléctricas. También se establece que obtendrán los estímulos las empresas que mantengan o incrementen la producción y los niveles de empleo.
La confirmación de los anuncios de esta semana llega horas después de que el ministro de Economía y el titular de Energía se reunieran con la delegación del Fondo Monetario Internacional en el Palacio de Hacienda para discutir la agenda energética de forma amplia, según sostuvieron fuentes oficiales.
Desde el mes de mayo que este programa de estímulo estaba bajo análisis en la cartera de Matías Kulfas, pero su anuncio se venía dilatando. La caída del consumo de gas por la cuarentena evitó que faltara combustible este invierno, a pesar de la merma en la producción. Sin embargo, de seguir con esta trayectoria el año próximo la falta de energía frenaría cualquier expectativa de recuperación de la actividad.
La caída del consumo de gas por la cuarentena evitó que faltara combustible este invierno, a pesar de la merma en la producción.
La producción gasífera no convencional viene marcando un notorio retroceso desde el congelamiento de los precios en agosto del año pasado. El último informe del Instituto Mosconi mostró que la caída interanual fue del 16,6% en agosto, mayor que la del 12,5% en julio, de la mano del retroceso de las inversiones en las fracturas.
El Plan Gas 4 consiste en un precio estímulo desde el Estado para recuperar las inversiones, que entre las empresas esperan que llegue a los 3,5 dólares por millón de BTU.
El objetivo es que no sea necesario importar gas el año que viene porque el país no puede seguir perdiendo divisas y que las inversiones en fracturas lleguen a traducirse en aumentos de la producción antes del pico de consumo del año que viene.
Cabe recordar que casi la mitad del gas natural que consume el país ya es de origen no convencional y que la producción convencional también venía menguando a un ritmo del 12% interanual. No en vano recientemente desde YPF y el Sindicato de Petroleros llegaron a un acuerdo para la reactivación de Vaca Muerta.
Si bien aún se desconoce la letra chica del nuevo esquema que está puliendo la Secretaría de Energía, las principales operadoras están expectantes y evalúan escenarios y proyectos para competir por los beneficios que tendrá el denominado Plan Gas 4.
Neuquén, provincia que concentra el 55 por ciento de la producción de gas del país, cuenta con una decena de yacimientos con diverso grado de desarrollo que -si se reactivan las inversiones-pueden aportar el gas que Argentina necesitará para atender el pico del próximo invierno sin necesidad de incrementar las importaciones, en un contexto de severa sequía de divisas.
Fortín de Piedra, operada por Tecpetrol, es el área que desde 2016 tiene un rol protagónico en la dinámica de producción doméstica de gas. En agosto produjo 11,3 millones de metros cúbicos por día (MMm3/d), el 9% del total nacional (127,9 MMm3/d). A fines del año pasado, la compañía culminó la ampliación de la planta de tratamiento, con lo cual está en condiciones de aportar hasta 20 MMm3/d, horizonte que podrá alcanzar fácilmente ya que ha producido picos de 17,5 MMm3/d.
El papel de la petrolera de Paolo Rocca en el Plan Gas 4 será fundamental, ya que es la principal beneficiaria de la Resolución 46, la cual derivó en un conflicto judicial por el recorte de subsidios que aplicó el gobierno de Mauricio Macri, y que rige hasta diciembre de 2021. El empalme de ambos programas es una de las principales definiciones que espera la industria.
YPF tiene tres proyectos gasíferos clave en Vaca Muerta en los que puede rápidamente reactivar las operaciones de perforación y completación de pozos. En primer lugar se encuentra El Orejano, un bloque ubicado entre Añelo y Rincón de los Sauces que se convirtió en el primer desarrollo gasífero del shale y que la petrolera nacional explota en sociedad con DOW. Debido a las condiciones del mercado de gas, el año pasado la producción del área fue limitada y se suspendió la completación de los nuevos pozos.
La Ribera Bloque I es otro de los proyectos con buen potencial que la compañía nacional puso en stand by por los bajos precios domésticos del gas, y donde ya tiene perforados varios pozos.
para YPF es Rincón del Mangrullo, en el cual llegó a producir hasta 5 MMm3/d y dejó de perforar por las condiciones de mercado.
Mientras que Pluspetrol opera La Calera, que ya se convirtió en el quinto yacimiento productor de gas de Vaca Muerta, pese a que aún se encuentra en etapa piloto. La importante presencia de líquidos es uno de los principales atractivos del proyecto. La compañía paralizó las perforaciones durante la pandemia, pero podría reactivarlas si ingresa al nuevo Plan Gas, tanto en ese bloque donde está asociada con YPF, como en la concesión Centenario.
Pan American Energy (PAE) también ha cosechado resultados promisorios en Aguada Pichana Oeste (APO) y Aguada de Castro, dos áreas contiguas que la petrolera podría pasar a desarrollo para incrementar la extracción de shale gas.
La francesa Total es una de las compañías con mayor trayectoria en el desarrollo de la ventana gasífera de Vaca Muerta. Tiene todas las condiciones de infraestructura y geológicas para elevar la producción de Aguada Pichana Este, el segundo yacimiento gasífero más productivo del shale, detrás de Fortín de Piedra. Por último, en el norte de la cuenca, en cercanías de Rincón de los Sauces, en los bloques Pampa de las Yeguas y Los Toldos I Sur, que opera ExxonMobil, también fueron perforados pozos que confirmaron el potencial productivo de la formación.
La compañía instaló en la zona una base operativa desde donde respalda las operaciones en Vaca Muerta y desarrolló infraestructura para su producción.
Vaca Muerta cuenta con el potencial geológico, la capacidad técnica de las empresas y la infraestructura, pero todo dependerá de las condiciones de mercado que genere el nuevo y demorado plan para garantizar la demanda del 2021.
Los yacimientos argentinos están en plena declinación luego de dos años de caída de las inversiones por los bajos precios en el mercado interno, cuya cotización en dólares inició un camino descendente a partir de 2019.Esos dos factores se tradujeron este año una caída de la producción total del país del 4,5% en el acumulado enero-agosto, con respecto al mismo período de 2019, al alcanzar un promedio de 127,9 millones de metros cúbicos diarios (MMm3/d).
Mientras que la comparación interanual demuestra una merma del 14,1%. Los números de Neuquén -la principal productora del país- muestran que en agosto se produjeron 70,52 MMm3, un 12,36%menos que en el mismo mes del año pasado. El acumulado de los primeros ocho meses del año, la disminución fue del 6,47%.
Un efecto positivo de la pandemia para Argentina fue la caída a la mitad de los precios del gas que se importan para afrontar el pico de demanda del invierno. Entre enero y agosto, las compras al extranjero (gas de Bolivia y cargamentos de GNL) representaron el 31,5% de la producción de Neuquén. Si no se revierte la desinversión en los yacimientos, el próximo año el país deberá importar más gas a valores más costosos.
Finalmente hay que analizar que el costo fiscal del plan de estímulo a las productoras llegaría a los u$s 1300 millones solo en el primer año según analistas sectoriales, un tema que impactará fuertemente en las ya resentidas reservas nacionales. Esto, según el supuesto de que los usuarios no terminen pagando los costos reales del gas, como teme un sector político. De hecho el Plan Gas 4 abre otra brecha dentro del oficialismo, donde el kirchnerismo no creería conveniente subsidiar la producción, y el albertismo avanzaría tras las conversaciones con el FMI. Habrá que ver…
