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Subsidios al gas: el Estado puso $ 106.000 millones para sostener la producción y explotar Vaca Muerta

Los distintos programas de incentivos a la producción de gas ya le demandaron al Estado $ 106.000 millones en los últimos cuatro años. Además, se pagaron deudas por u$s 1583 millones por versiones anteriores del Plan Gas.

El Estado nacional destinó en los últimos cuatro años casi $ 106.000 millones en subsidios a la producción de gas natural, que permitieron sostener la oferta local y continuar con la explotación de la formación no convencional Vaca Muerta.

Fueron $ 105.205 millones los pagos que ejecutó el Tesoro a partir de 2017 por la Resolución 46, que beneficiaron e impulsaron principalmente a Tecpetrol y a la Compañía General de Combustibles (CGC), brazos petroleros de Techint y la Corporación América (de Paolo Rocca y Eduardo Eurnekian, respectivamente); y otros $ 696 millones los que se abonaron por el Plan Gas 4, programa que está en vigencia desde inicios de 2021.

Así lo informó por escrito el jefe de Gabinete, Santiago Cafiero, en la previa a su visita al Congreso nacional.

Además, desde 2019 las petroleras cobraron del Estado una deuda por u$s 1583 millones correspondiente a pagos pendientes de las tres versiones anteriores del Plan Gas, que comenzaron en 2013.

El detalle

El Plan Gas IV (Plan de Promoción de la Producción del Gas Natural Argentino - Esquema de Oferta y Demanda 2021-2024) remunera la producción de las petroleras destinadas a la demanda prioritaria -usuarios residenciales abastecidos por distribuidoras- y la generación eléctrica -centrales térmicas a través de la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico, Cammesa-.

Son 67,42 millones de metros cúbicos diarios todos los días del año, a un promedio anual de u$s 3,50 por millón de BTU.

El Estado cubre la diferencia entre ese costo y lo que abonan los hogares -un promedio de u$s 2,20- y las usinas -cerca de u$s 2,70-.

La Secretaría de Energía estimó en marzo que el costo del sistema de gas -entre los pagos a las petroleras y la importación de gas licuado y en estado natural de Bolivia- necesitaría una inyección de fondos del Tesoro de $ 110.000 millones, unos $ 37.000 millones más que lo presupuestado.

El Ministerio de Economía empezó a ejecutar pagos el 20 de abril. Sobre los $ 696 millones afrontados en 60 días -cuando cerró el informe-, la petrolera francesa Total Energies fue la que más cobró: $ 166,9 millones.

La siguen la estatal YPF, con $ 162,3 millones; Pampa Energía (de Marcelo Mindlin), con $ 143,5 millones; y Pan American Energy (PAE, de la familia Bulgheroni y la china CNOOC), con $ 99,2 millones.

Más atrás están Pluspetrol (Poli y Rey), con $ 47,1 millones; y la alemana Wintershall Dea, con $ 33,7 millones; mientras que, más enfocadas en el petróleo, también cobraron parte de este programa las petroleras Vista Oil & Gas (de Miguel Galuccio), la angloholandesa Shell y las subsidiarias Mobil (de ExxonMobil) y Petrobras Operaciones (de Pampa Energía).

El Plan Gas logró revertir la tendencia al declino de la producción e incluso ya ayudó a que la Argentina exporte a Chile este fin de semana (en condición de intercambio), en pleno invierno, ante la crisis energética en el país vecino y las altas temperaturas a nivel local.

La explosión del shale

A partir de 2017, con un acuerdo entre el Gobierno, las empresas y los sindicatos para agregarle una adenda al Convenio Colectivo de Trabajo (CCT), se revitalizó la explotación de shale y tight gas y se continuó con el desarrollo de Vaca Muerta.

La Resolución 46/2017, que premió la producción incremental en nuevos campos, estableció un precio de u$s 7,50 por millón de BTU para 2018, con un sendero descendente cada año de 0,50 dólares. En 2021, último año de vigencia del programa, se paga u$s 6.

En este caso, el Estado cubre con subsidios la diferencia entre ese precio y el precio medio del mercado, que en los primeros meses de este año rondó los u$s 2,30 por millón de BTU, de acuerdo a datos oficiales de Energía.

Por los requerimientos de la resolución, solamente Tecpetrol y CGC pudieron sacarle masivamente el jugo a estos beneficios. En tanto, YPF fue perdiendo posicionamiento en el mercado y decayó su producción.

Ya desde 2013, cuando Axel Kicillof ganaba poder en la conducción de YPF y la economía doméstica, se empezó a incentivar la extracción de gas para revertir la caída de la época de Repsol.

A partir de entonces, el Estado acumuló hasta 2017 deudas por u$s 1583 millones con las petroleras YPF, PAE, Pampa Energía, Wintershall Dea y Total, entre otras, que se empezaron a cancelar en 30 cuotas desde enero de 2019.

Recién el 28 de junio de este año, hace dos semanas, el Tesoro pagó el último bono de las versiones anteriores del Plan Gas.

  Asimismo, el conjunto de las productoras le reclama al Estado otra deuda de $ 40.000 millones por la devaluación de 2018, cuando el dólar saltó de $ 20 a $ 40 en un semestre y las petroleras entregaron el gas a un menor valor en dólares que lo pactado con las distribuidoras, lo que en la jerga se denomina Diferencias Diarias Acumuladas (DDA).

Este Gobierno no quiere reconocer esos compromisos porque entiende que es una deuda entre privados, que la anterior administración decidió estatizar.

En este contexto, las petroleras Total Energies, Wintershall Dea y PAE aguardan ver cómo se comporta el Estado con los pagos del Plan Gas, el fiel cumplimiento de las reglas del juego y los incentivos que tendrán en la nueva ley de promoción de inversiones antes de lanzarse a desembolsar unos u$s 1000 millones para el Proyecto Fénix, de producción costa afuera (offshore).


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