El Gobierno decidió reconocer precios diferenciales para el gas no convencional también a los proyectos que ya están en la etapa “de desarrollo” en Vaca Muerta, además de aquellos que aún se encuentran en la fase “de piloto”. La medida busca impulsar el crecimiento de la producción no convencional en Vaca Muerta, al reconocerle a los proyectos que están a punto de pasar a la etapa conocida como de desarrollo los mismos beneficios. La etapa de desarrollo puede requerir inversiones muy superiores y por eso el subsidio es relevante.
A través de la resolución 419E del Ministerio de Energía y Minería, publicada en el Boletín Oficial, se justificó la ampliación del programa al destacar el “interés del Gobierno” por lograr 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 angloholandesa 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.
Las participantes
Además de las empresas mencionadas participan en fases de piloto o de desarrollo en Vaca Muerta la francesa Total, la argentina Pampa Energía, la estadounidense Chevron y las locales 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 Energía en marzo pasado, con la intención de acelerar las etapas y consiguientemente las inversiones.
El incentivo a las petroleras titulares de las concesiones de explotación ubicadas en la cuenca neuquina consiste en un precio mínimo decreciente, que arranca en los US$ 7,5 el millón de BTU (unidad térmica británica) para 2018 y descenderá a US$ 7 al año siguiente. En tanto, se prevé que baje a US$ 6,5 en 2020 y termine en US$ 6, en 2021.
La extensión del programa, según argumentó la resolución firmada por 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.
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.
Para poder acceder a los beneficios, serán consideradas aquellas concesiones que alcancen una producción media anual, en un período consecutivo de doce meses antes del 31 de diciembre de 2019, igual o superior a 500.000 metros cúbicos por día.
