La decisión de la administración del ex presidente Mauricio Macri fue incentivar la producción nueva de proyectos que estaban en etapa piloto y pasaron a la fase de desarrollo.
ENERGÍA09/06/2021
La Resolución 46/2017 que promovió Juan José Aranguren permitió ampliar la producción de gas en Vaca Muerta pero generó desequilibrios en el mercado: despuntaron Tecpetrol y CGC, mientras que YPF fue perdiendo posicionamiento.
Por Santiago Spaltro - El Tesoro nacional ya pagó a lo largo de tres años unos $ 100.000 millones a las petroleras que registraron proyectos en la Resolución 46/2017, un plan que impulsó la oferta de shale gas (no convencional), principalmente en Vaca Muerta.
Así lo informó la semana pasada el jefe de Gabinete, Santiago Cafiero, en una respuesta escrita en la previa a su visita al Senado.
Sobre los pagos ejecutados por $ 99.437 millones que informó el Ministerio de Economía a partir de mediados de 2018, más de la mitad fueron a Tecpetrol, el brazo petrolero de Techint (la compañía de Paolo Rocca), que despuntó con el desarrollo del yacimiento Fortín de Piedra.
En concreto, Tecpetrol recibió $ 54.106 millones para financiar una inversión mayor a los u$s 2000 millones, que le permitió producir unos 17,5 millones de metros cúbicos por día (MMm3/d) de gas natural, equivalentes al 13% del consumo promedio anual del país.
Según fuentes cercanas a la empresa, esto derivó en una mejora de u$s 1660 millones en la balanza comercial energética y una reducción de u$s 640 millones en los costos de energía de la industria.
Muy por detrás, la segunda mayor beneficiaria de la Resolución 46 fue la Compañía General de Combustibles (CGC). Fueron unos $ 19.307 millones los que percibió la firma de la Corporación América, de Eduardo Eurnekian.
El plan de impulso a la producción de gas natural no convencional fue promovido por el ex ministro de Energía Juan José Aranguren, y tiene vigencia entre enero de 2018 y diciembre de este año, con precios descendentes de u$s 7,50 a u$s 6 por millón de BTU.
Mediante la Resolución 46, el Estado subsidia la oferta pagando la diferencia con el precio medio del mercado (mix de producción local e importada).
La decisión de la administración del ex presidente Mauricio Macri fue incentivar la producción nueva de proyectos que estaban en etapa piloto y pasaron a la fase de desarrollo.
Es por eso que en el mercado se entendió como un guiño fundamentalmente a Tecpetrol, que casi no producía gas, mientras que fue un golpazo para la petrolera estatal YPF, que tenía producción de gas ya en desarrollo desde la etapa en que Axel Kicillof era ministro de Economía y, tras la renacionalización de la empresa, promovía la recuperación con el Plan Gas I y II, que pagaba u$s 7,50 por millón de BTU toda la oferta.
De hecho, al tener campos ya en desarrollo, YPF no le pudo sacar el jugo a la Resolución 46 con sus campos El Orejano (en asociación con Dow) y Loma Campana (junto a Chevron). La petrolera estatal solamente cobró $ 8403 millones en estos tres años.
A nivel general, los resultados de este plan promocional fueron notables: la producción de gas creció en julio de 2019 hasta los 144,5 MMm3/d, nivel más alto desde 2007, según señaló Aranguren ante la consulta de El Cronista.
No obstante, el mercado se desequilibró y fue "letal" para YPF, según marcaron fuentes de la industria.
"La Resolución 46 fue estructurada por Aranguren para dejar afuera a YPF del negocio del gas, ya que la petrolera tenía sus mejores proyectos y los más competitivos en marcha desde 2013", señalaron protagonistas del mercado.
"Un año después de la implementación, Tecpetrol, que no producía gas en Vaca Muerta, pasó a tener 15 MMm3/d, y en ese mismo lapso la inyección de YPF cayó un 10%, como consecuencia directa de aplicar el subsidio", ampliaron.
"Cuando se convocaba a licitaciones para la compra de gas, Tecpetrol tiraba para abajo el precio, porque era la única con un seguro de precio. No importaba lo que recibiera el mercado, ellos cobraban siempre lo mismo. Para el resto, fue letal", indicaron.
En verano, el precio spot llegó a negociarse por debajo de los u$s 2 por millón de BTU, lo que significaba que para YPF ninguno de sus proyectos de gas era rentable. Por eso, explican conocedores de la industria, la petrolera paralizó su actividad de gas en Vaca Muerta para 2019.
En diálogo con este diario, el ex ministro de Energía afirmó que "no hubo discriminación; todas las empresas podían inscribirse en la Resolución 46".
"Lo que pasa es que algunas no lo hicieron porque pretendían que se les subsidie proyectos ya en desarrollo. Cuando llegamos en 2016, toda la producción cobraba u$s 7,50, y nosotros decidimos incentivar la producción incremental", agregó Aranguren.
"Desde el punto de vista objetivo, la Resolución 46 tuvo un impacto positivo. Basta ver que ahora se paga u$s 6, contra más de u$s 7 por millón de BTU del Gas Natural Licuado (GNL) importado, y ni hablar de los combustibles líquidos. Todo hace pensar que estamos viviendo la misma historia", sumó el ex funcionario, hoy titular de la consultora Energy Consilium.
Por último, Aranguren dijo: "Cuando miro lo que pasó, no me puedo fijar en una compañía en particular. La producción de gas aumentó 15% durante nuestro Gobierno. La pendiente de crecimiento se equipara con cuando se descubrió Loma La Lata".
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