La petrolera china Sinopec y la local Roch se sumaron en las últimas semanas al lote de petroleras que firmaron con el Estado nuevos contratos de gas a través de los que se comprometieron a aumentar su producción del fluido, el principal combustible de la matriz energética. En términos generales, los acuerdos prevén que el Ejecutivo pagará un precio adicional de US$ 7,50 por millón de BTU -tres veces más que el promedio actual de la industria- por el gas nuevo que incorporen las productoras. A cambio, las empresas deberán evitar un descenso de la oferta por debajo de una ‘curva de declinación‘ acordada -cercana al 7% anual-. En caso de no alcanzar las metas fijadas, tendrán que cubrir las faltantes mediante la importación de gas licuado (LNG). Esa cláusula gatillo, conocida en la jerga petrolera como de ‘deliver or pay‘, es el punto más polémico de la iniciativa del Gobierno para incentivar la inversión en exploración y producción de hidrocarburos.
Los nuevos contratos de gas bajo el marco de la resolución 3 de la Comisión de Planificación y Coordinación Estratégica del Plan Nacional de Inversiones Hidrocarburíferas -que funciona bajo la órbita del viceministro de Economía, Axel Kicillof– comenzaron a firmarse a fines del año pasado. El primer productor en adherir al nuevo esquema fue YPF, el mayor jugador del mercado. Le siguió, poco tiempo después, Pan American Energy (PAE), el segundo en el ranking. Y unos meses más tarde Total, el principal productor de gas, y la alemana Wintershall, que está asociada con la petrolera francesa en concesiones gasíferas de Neuquén y el offshore de Tierra del Fuego.
En conjunto, esas cuatro compañías explican casi un 60% de la producción local del fluido. La intención del Gobierno en el primer semestre del año fue avanzar con el resto de los productores, entre los que se destacan Petrobras, Pluspetrol, Tecpetrol, Apache, Capex, Sipetrol, Roch y Sinopec. Pero las negociaciones, llevadas adelante por hombres del Ministerio de Planificación, no prosperaron en los tiempos imaginados por los funcionarios.
La rúbrica con Sinopec, que extrae 2,1 millones de metros cúbicos diarios (MMm3/d) de gas, y con Roch, una petrolera independiente que aporta 1,8 MMm3/d, es presentada como una buena noticia por allegados a Roberto Baratta, colaborador todo terreno de Julio De Vido. “Ahora, en los próximos dos meses queremos avanzar con el resto de los principales productores”, comentaron a El Inversor Online.
Aún así, en la industria persisten las dudas, en especial en torno a la implementación de la cláusula de ‘deliver or pay’. Las petroleras quieren que el Estado acepte excluir de su alcance a los proyectos de exploración de alto riesgo. “Podemos asegurar un incremento de la producción en yacimientos productivos, que conocemos. Pero en las áreas exploratorios no es viable anticipar una oferta que luego no podamos confirmar”, explicó un encumbrado directivo del sector.
Con todo, los productores tendrán hasta 16 de agosto para presentar proyectos para elevar la alicaída oferta del fluido, que descendió un 7,4% en el primer cuatrimestre. Así lo estableció la resolución 7 de la Comisión, que busca que las petroleras incrementen el nivel de actividad en sus yacimientos para extraer ‘gas nuevo’, por el que el Gobierno se compromete a pagar US$ 7,50 por millón de BTU.
Otro de los puntos oscuros de la iniciativa tiene que ver con los plazos de pago de la oferta adicional. YPF, por caso, firmó en diciembre el contrato de gas con Enarsa -la empresa estatal de energía será, en la práctica, quien pague por la nueva oferta-, pero siete meses después aún no cobró lo facturado. Se estima que la deuda acumulada en lo que va del año con la petrolera que conduce Miguel Galuccio ya supera los 120 millones de dólares. En una situación adicional se encuentran PAE, Total y Wintershall, que en conjunto acumularían acreencias por US$ 100 millones, según fuentes cercanas a la Secretaría de Energía, que dirige Daniel Cameron.
Para esclarecer algo ese punto, la Comisión que preside Kicillof publicó la semana pasada la resolución 8, que apunta a simplificar y acelerar el proceso de cobro del gas adicional producido por las empresas. La normativa establece que los productores podrán cobrar un 75% de lo facturado inmediatamente después de la presentación de una Declaración Jurada en la que figuren los volúmenes de gas aportados. Hasta ahora, el trámite incluía una serie de etapas, por lo que la efectivización del pago podía demorar más de 6 meses. El 25% restante, en tanto, quedará sujeto a la realización de la auditoría de detalle sobre la producción de cada empresa, tal como prevé la resolución 3 de la Comisión.-
