La operadora de mayoría estatal registra que el gobierno nacional le adeuda a través de diversos planes nada menos que 1.000 millones de dólares por su producción de gas natural, un cúmulo que sumado al complejo contexto nacional para la colocación del fluido llevó a la firma a pegar un cambio de timón y focalizar sus inversiones en el corto plazo en la producción de crudo.
Daniel González, CEO de YPF, detalló la fuerte deuda durante las presentaciones del nuevo plan de inversiones de la firma, y fue quien remarcó que “tenemos un capital de trabajo muy grande allí”. Si bien González se mostró confiado de que los planes de pago previsto se respetarán, también aseguró que “no hemos estado cobrando los subsidios al gas” y explicó que el cúmulo de deudas se compone de tres factores: el viejo Plan Gas, las deudas generadas por la devaluación con las distribuidoras y el nuevo Plan Gas de la Resolución 46.
La deuda reconocida por el gobierno, en el primer caso, alcanza los 750 millones de dólares provenientes del viejo Plan Gas que no se abonó durante el 2017 y que se pactó saldar por medio de 30 cuotas mensuales y consecutivas a partir de enero del año que viene. En total el Estado adeuda por este concepto 26.200 millones de pesos al conjunto de las operadoras.
En segundo caso las deudas millonarias por el gas de YPF lo ocupan las diferencias generadas con las distribuidoras por el corrimiento del tipo de cambio. En este caso las acreencias para la petrolera ascienden a 210 millones de dólares y según se plasmó en el reciente decreto 1053 de la secretaría de Energía de la Nación, se abonará también en 30 cuotas a partir de octubre del año que viene.
Y por último renglón no tiene aún un acuerdo en firme. Se trata de las sumas que YPF debería haber cobrado a lo largo de este año por el nuevo Plan Gas de la Resolución 46/2017 y que González detalló que “para este año son entre 90 y 100 millones de dólares”.
Daniel González señaló que el eje del debate “es un tema de aprobaciones, porque la mayoría son proyectos que ya recibieron la aprobación de la provincia de Neuquén y no la del gobierno nacional” y reiteró que “la Resolución 46 para nosotros aproximadamente significa entre 100 y 200 millones de dólares por año, dependiendo de la producción. Parte de aproximadamente 100 millones de dólares este año y debe ir creciendo”. La advertencia sobre las aprobaciones que realizó González no es menor dado que sobre ocho proyectos que YPF tiene autorizados por la provincia de Neuquén, la compañía sólo obtuvo el visto bueno final de Nación para uno de ellos: La Ribera I y II, al que se suma en tierras rionegrinas Estación Fernández Oro (EFO).
Con la salida de Juan José Aranguren del entonces ministerio de Energía de la Nación, ocurrida a mediados de mayo, dejó el programa de incentivos a la producción del gas no convencional a mitad de camino y esa indefinición se mantiene al día de hoy con 8 proyectos aprobados al 100% sobre un total de 21 con la venia de las provincias. Pero además de esto, los pagos también registran cierta demora y un trato al menos diferencial entre las diversas operadoras incluidas, pues los registros oficiales revelan que a la fecha YPF no ha percibido ni un sólo peso por el nuevo Plan Gas por la producción incremental de su desarrollo en la Cuenca Neuquina La Ribera I y II.
Julio fue el último mes en que se liquidó en forma íntegra el incentivo, o no tanto pues a YPF no se le abonó, según los registros, Los pagos debían plasmarse a los 60 días, es decir entre fines de septiembre y principios de octubre, pero sólo Tecpetrol recibió su pago ese mes por la producción de Fortín de Piedra. Las restantes operadoras PAE, Total, Wintershall y Capex –en el caso de la Cuenca Neuquina– percibieron recién este mes las sumas correspondientes al 85% de su nueva producción de julio
El CEO de YPF aseguró que “asumimos que el mercado del gas en Argentina se va normalizando y por lo tanto liberamos ese capital de trabajo sin uso que tenemos hoy”, en referencia a los 1.050 millones de dólares, pero la operadora focalizó en su plan quinquenal los desarrollos en la búsqueda de petróleo, dado que además de las deudas acumuladas la falta de mercado para el gas pone en el corto plazo en dudas la colocación de la producción, en especial en los meses de calor. Como contrapartida en ese análisis la firma estimó que el crudo continuará con una buena cotización internacional, entre los 60 y 70 dólares para el período, lo cual cierra la ecuación económica de la operadora que, como en el refrán popular, no quiere volver a llorar al mirar a la Vaca Muerta.
El nuevo Plan Gas diseñado por Juan José Aranguren, según la Resolución 46, fijó que abonará un anticipo del 85% sobre las proyecciones de producción de cada operadora. El 15% restante se deberá compensar luego a partir del análisis de la producción efectivamente realizada. Ese 15%, con más o con menos según el cotejo, prácticamente no ha sido saldado en lo que va del año y ya se anticipa que a partir del año entrante será elevado y pasará a formar parte de un fideicomiso cuya fecha de pago será en diferido.
Hay versiones que indican que el anticipo podría caer al 70% para permitir cuadrar la producción esperada con los cerca de 700 millones de dólares que se previeron en el presupuesto nacional para el programa que en 2019 garantizará 7 dólares por millón de BTU. De esta forma un 30% de la producción prevista en los programas que las operadoras presentaron para acceder al programa debería ser cubierto por el fideicomiso cuya fecha de pago podría incluso extenderse hasta la finalización del programa de estímulo a la producción de gas no convencional que finaliza en diciembre de 2021.
Sumado a esa modificación que se espera sea plasmada en una resolución antes de fin de año, también se aguardan varios de los cambios que el mismo secretario de Energía de la Nación, Javier Iguacel, ya anticipó que aplicará. Una de las modificaciones apunta a suprimir el “error” de Aranguren que permitió a las operadoras superar el precio máximo garantizado y llegar a percibir cerca de 8 dólares por millón de BTU. Esta maniobra fue aplicada por al menos dos operadoras y se centró en que el plan subsidia la diferencia de precios sobre el valor del gas de la cuenca, pero no sobre el valor al que efectivamente se vendió el fluido.
Otra modificación que ya se da como una certeza tiene que ver con el cumplimiento de los compromisos de producción. Desde la secretaría de Energía se busca por un lado penalizar con quitas de aportes a las operadoras que produzcan menos de lo comprometido, pero además se espera poner un tope hacia arriba para limitar posibles incrementos en los planes que hagan que el subsidio sea capitalizado en forma masiva por una sola operadora. Finalmente se da por seguro que se marcará que el plan ya no corre más para el tight gas.
