Argentina amplió incentivos para gas no convencional y acelerar inversiones en Vaca Muerta

El gobierno nacional dió otro paso hacia el rápido crecimiento de la producción de gas natural no convencional en la formación neuquina de Vaca Muerta, al reconocer precios diferenciales también a las concesiones que ya están en la etapa «de desarrollo», además de aquellas que aún se encuentran en la fase «de piloto».
La resolución 419-E de Energía y Minería, publicada días atrás en el Boletín Oficial, justificó la ampliación del programa al señalar que «resulta también de interés del gobierno nacional» el incremento de la producción de las concesiones de explotación de hidrocarburos proveniente de reservorios no convencionales «que ya se encuentran en la etapa de desarrollo».
La compañía alemana Wintershall, la estadounidense ExxonMobil, la malaya Petronas y la anglo holandesa Shell (estas dos últimas junto con YPF), entre otras, desarrollan en la actualidad planes pilotos de entre 7 y 30 pozos con inversiones que van desde los US$ 100 millones a US$ 300 millones.
El incentivo gubernamental apuntó originalmente a acelerar las etapas de desarrollo a plazos de hasta 35 años, en los que deberán invertirse entre US$ 7.000 y US$ 10.000 millones, de acuerdo con los cálculos del gobierno de Neuquén.
Además de las empresas mencionadas participan en fases de piloto o de desarrollo en Vaca Muerta la francesa Total, la local Pampa Energía, la estadounidense Chevron y las nacionales Pluspetrol y Tecpetrol.
El «Programa de Estímulo a las Inversiones en Desarrollos de Producción de Gas Natural proveniente de Reservorios No Convencionales» fue creado por el Ministerio de Energía y Minería en marzo pasado, mediante la resolución 46, con miras a «acelerar el paso» desde la etapa inicial hasta la siguiente.
El incentivo a las empresas titulares de concesiones de explotación ubicadas en la cuenca neuquina consiste en un precio mínimo decreciente, que parte de US$ 7,5 el millón de Btu (unidad térmica británica) para 2018 y desciende a US$ 7 al año siguiente; bajará a US$ 6,5 en 2020; y concluirá en US$ 6, para el año calendario 2021.
La extensión del programa, según argumenta la resolución que firma el ministro Juan José Aranguren, obedeció a que las concesiones en etapa de desarrollo «requieren inversiones comparables» con las correspondientes a los proyectos piloto para incrementar la producción respecto de la actual.
Ese salto productivo, además, es «coincidente con los propósitos perseguidos mediante la creación del programa».
A fin de otorgar el beneficio para los proyectos ya en desarrollo, en lo que se refiere a su aporte incremental, la medida establece un límite inferior de producción anual media de gas natural que será utilizado para evaluar los planes de inversión propuestos.
Serán consideradas aquellas concesiones que alcancen una producción media anual, en cualquier período consecutivo de doce meses antes del 31 de diciembre de 2019, igual o superior a 500.000 metros cúbicos por día.
En el caso de que la empresa adherida al programa no alcance el nivel de producción previsto, «deberá reintegrar los montos de compensación recibidos», actualizados con una tasa de interés equivalente a la tasa activa promedio del Banco Nación para operaciones de descuentos comerciales.
La Secretaría de Recursos Hidrocarburíferos evaluará, antes del 31 de diciembre cada año -comenzando en 2018- la necesidad de solicitar un seguro de caución a los efectos de garantizar ese reintegro, en función del grado de cumplimiento de la producción esperada presentado por la empresa en el proyecto respectivo.