La restricción fiscal va a ralentizar el boom del gas

A Javier Iguacel (ex ministro y ex secretario de Energía) le tocó promocionar el objetivo oficial de convertir a Vaca Muerta en un futuro polo exportador de gas natural sobre la base de proyecciones más que optimistas. En cambio, a Gustavo Lopetegui (su sucesor en el último cargo desde diciembre), le toca la ingrata tarea de modificar de hecho el esquema de incentivos fiscales para impulsar una mayor producción no convencional, que ahora podría alejar aquella meta prevista hacia 2023.

Entre una y otra gestión, un dato clave alteró el escenario: la exigencia del FMI de recortar sustancialmente -de US$1250 millones a US$700 millones anuales- los subsidios a la mayor oferta de gas de Vaca Muerta, para encuadrarlos en el plan de ajuste fiscal acordado con el gobierno de Mauricio Macri. No hay que olvidar que el actual secretario de Energía reporta al ministro de Hacienda y tiene línea directa con la Casa Rosada, donde fue vicejefe de Gabinete y luego asesor.

Tras un mes de negociaciones Lopetegui no logró, como era su intención, un acuerdo con las empresas petroleras para modificar los precios sostén establecidos por la resolución 46, firmada en 2017 por el ex ministro Juan José Aranguren para impulsar el desarrollo masivo de yacimientos no convencionales de gas a cambio de compromisos garantizados de inversión (ejecutables en caso de incumplimiento). Su frustrada propuesta consistía en reemplazarlos este año por topes fijos decrecientes de US$2,5 a US$2 por MBTU (unidad de medida) hasta 2021, extenderlos a 2022 y diferir un 30% de los pagos. Además, incluía la incorporación de los ocho proyectos pendientes (de los 16 presentados) que habían sido aprobados por el gobierno de Neuquén y que Energía frenó en pleno shock cambiario de 2018, aunque focalizando los subsidios en los meses de invierno, cuando la demanda interna supera a la oferta y se necesita importar gas a precios más altos. Solo Tecpetrol aceptó esta iniciativa, tras reclamar sin éxito varias compensaciones y comprobar que la alternativa sería más perjudicial para la compañía.

Ante la falta de consenso, el funcionario citó a una veintena de petroleros el miércoles último para comunicarles la decisión oficial, que solo en los papeles parece salomónica, pero en la práctica implica un cambio de reglas forzado por las urgencias fiscales, agravadas por el impacto de la maxidevaluación del año anterior.

Por un lado, ratificó las resoluciones 46 y 419 (un complemento de la anterior, que en 2018 reorientó los subsidios generalizados del Plan Gas hacia proyectos de shale). Pero reinterpretó sus alcances y limitó la aplicación de precios sostén solo a las curvas de producción presentadas por las compañías al ingresar al régimen de incentivos, que partió de US$7,5 por MBTU en 2018 y mantendrá una reducción de US$0,50 cada año hasta llegar a US$6 en 2021. En otras palabras, si una compañía extrajo más gas que el proyectado, no podrá percibir precios subsidiados por el excedente.

Por otro lado, anunció que no se aprobarán los ocho proyectos que estaban en lista de espera y, por lo tanto, quedarán fuera de este régimen de incentivos. En ambos casos, el argumento oficial fue que las dos resoluciones "sobrecumplieron sus objetivos". Una forma elegante de admitir que no hay presupuesto para más subsidios a la oferta de gas no convencional, cuya producción creció más de 40% en 2018 y generó un verdadero "boom gasífero", a tal punto que permitió exportar excedentes en los meses de verano, además de reemplazar importaciones de GNL (gas natural licuado), fueloil y gasoil. Por caso, un reciente trabajo del especialista Fernando Navajas, economista jefe de FIEL, calculaba que la dinámica de extracción de shale gas, que en octubre ya había superado los 50 millones de metros cúbicos diarios, podía elevar los subsidios a US$2000 millones este año, una cifra incompatible con la necesidad de bajar el gasto público en este rubro. Paralelamente, el gobierno ratificó además que abonará a las petroleras la deuda de casi US$1700 millones pendiente del Plan Gas (impulsado por Axel Kicillof, continuado por Aranguren y que caducó a fin de 2017) en 30 bonos de cancelación mensual y que ya estaba incluida en el Presupuesto Nacional de 2019.

La compañía más afectada por el recorte del volumen "subsidiable" es Tecpetrol, que el mismo miércoles del anuncio oficial comunicó a la Comisión Nacional de Valores (CNV) que el cambio de criterio para aplicar la R46 no tenía sustento jurídico, por lo cual hacía expresa reserva de sus derechos y analiza los cursos de acción a seguir. También indicó que ese cambio impacta negativamente en el flujo de fondos de la compañía en algo más de $5600 millones (U$S150 millones) y que la conducción de la empresa revisará el plan de desarrollo del área Fortín de Piedra, "a fin de readecuar el flujo de fondos al nuevo escenario y mejorar sus indicadores financieros". En otras palabras, que revisará su plan de inversiones en marcha. Incluso, fuentes de la empresa admiten que puede verse seriamente afectada la construcción del gasoducto entre la cuenca neuquina y Rosario para abastecer a las centrales térmicas de ciclo combinado del Litoral, que acaba de obtener financiación por US$300 millones de la OPIC, el organismo estadounidense de promoción de inversiones privadas.

El acelerado desarrollo de Fortín de Piedra convirtió a ese yacimiento en la estrella de Vaca Muerta, ya que su producción de shale gas pasó en 18 meses de 1 a 17,5 millones de metros cúbicos diarios, que hoy equivalen a más del 12% del consumo total del país. Allí, la compañía del Grupo Techint lleva invertidos US$1800 millones (sobre un total de US$2300 millones) y creó 4500 puestos directos de trabajo. El nudo del conflicto es que su proyecto original de 2017 preveía una extracción de 8,5 millones de metros cúbicos diarios, o sea el doble que la actual (aunque las mismas fuentes aclararon que fue actualizado en abril de 2018) y que la R46 no establecía un límite máximo para los incentivos fiscales a la oferta vía precios.

Este problema de diseño de la resolución quedó al desnudo a medida que avanzaba el ajuste fiscal de 2018 para recibir la asistencia financiera del Fondo Monetario Internacional. A mayor producción, mayor era el costo fiscal de los subsidios. Nadie en el Gobierno previó esta dinámica en plena política de gradualismo. Ni mucho menos que una maxidevaluación como la de 2018 catapultaría el monto en pesos de los precios sostén regulados y fijados en dólares, aunque siguieran un sendero descendente.

Del otro lado del virtual laudo de la secretaría de Energía, también YPF comunicó a la CNV que el anuncio oficial de suspender los proyectos que estaban a la espera de aprobación, así como el monto a percibir por los ya incluidos en la R46, provocarán a la compañía un efecto negativo de aproximadamente US$60 millones en el resultado neto del ejercicio 2018. Al igual que Tecpetrol, aunque sin mención a eventuales juicios contra el Estado, indica que la sociedad "está siguiendo las distintas variables del mercado local de gas natural, incluyendo el exceso de oferta fuera del período invernal, para evaluar la continuidad de las inversiones en aquellos proyectos de desarrollo de gas no convencional que no contarán con el beneficio (de la R46)", al haberse modificado algunas premisas básicas que sustentaron la decisión de inversiones. No obstante, en YPF recuerdan que el plan estratégico está más orientado a la producción de petróleo (shale oil) que de gas, tras la desregulación del mercado de combustibles que se rige por la cotización del crudo Brent.

En privado, varios especialistas admiten que el cambio de reglas podría desacelerar el ritmo de inversiones en Vaca Muerta y, por consiguiente, de la producción no convencional, que requiere de un flujo continuo para que no decaiga. Del mismo modo, se ralentizaría la creación de nuevos puestos de trabajo. Por ahora, el objetivo de exportaciones de gas natural licuado en gran escala solo se mantiene en la prolífica cuenta de Twitter de Javier Iguacel.

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