La cada vez más publicitada segunda ola de inversiones para Vaca Muerta trae asociada al menos tres particularidades. Si bien el faro que alumbra los nuevos desembolsos –ya suman u$s 3.840 millones– fue el acuerdo de productividad firmado por todos los sectores, lo que verdaderamente aparece en el horizonte es la capacidad de negociación que recuperó la Provincia.

Se trata de un margen de maniobra que se había visto afectado como resultado de la batalla que derivó en la reforma de la Ley de Hidrocarburos (N° 27.007). Con el plan que extiende los subsidios al precio del gas en boca de pozo hasta el 2021, los planes de inversión son aprobados y controlados, en primera instancia, por el gobierno provincial. Fue el ministerio de Energía de Nación de Juan José Aranguren quien le dio el visto bueno a ese esquema.

“El primer mostrador por el que tienen pasar es el gobierno de Neuquén�. Así lo resumió el gobernador Omar Gutiérrez durante la inauguración de la planta de tratamiento de producción temprana (EPC por sus siglas en inglés) que Shell montó en el área Sierras Blancas. Los requisitos que pide el gobierno neuquino no están estandarizados y se ajustan en diálogo con las empresas. Lo que pudo averiguar “Río Negro Energía� es que existen, al menos, exigencias respecto del número de equipos en funcionamiento: una suerte de garantía para el sostenimiento de la mano de obra local.

La primera de las particularidades que encierra la denominada segunda ola de Vaca Muerta es, justamente, el plan de extensión de los subsidios a la producción de gas no convencional. El gobierno nacional garantiza un seguro de precios que comienza en 2018 con u$s 7,5 para el millón de BTU y finaliza en 2021 con u$s 6, año en el que se libera, parcialmente, el mercado.

En los hechos este fue el acelerador de los proyectos. Cuatro de las seis nuevas inversiones anunciadas irán en búsqueda de gas no convencional. Y otra se concentrará en el petróleo y también en el gas asociado.

Para la industria fue lo que denominan “win-win� (ganar-ganar), donde todas las partes obtienen una ventaja. Las compañías se aseguran un valor casi único en la industria mundial (más de dos veces lo que se paga el Henry Hub en Estados Unidos) y la provincia cobra regalías, devengadas mensualmente, por ese valor.

La segunda particularidad se desprende de la implementación de este plan. Algunas compañías aprovecharon el esquema para solicitar nuevas concesiones no convencionales tal como lo permite la Ley de Hidrocarburos. La norma habilita a las compañías a delimitar una zona dentro de un yacimiento con concesión convencional y pedir, para esa fracción, 35 años más de titularidad.

Lo que se observó en la práctica fue que solicitaron los permisos con montos de inversión más moderados que los que se conocieron en los últimos años.

El pedido de una concesión no convencional, que no necesita pasar por Legislatura, tiene una estructura predeterminada. Las compañías deben presentar un plan de inversiones de corto plazo (piloto) y otro de largo plazo (desarrollo). Además deben desembolsar el pago de Impueso al Sello, un canon de explotación que va directo al Tesoro provincial y una suma equivalente al 2,5% del proyecto piloto en concepto de Responsabilidad Social Empresaria (RSE).

Con los decretos N° 0556/17 y N°0615/17, ambos fechados en abril, el gobierno provincial otorgó a las compañías Capex y Pluspetrol concesiones no convencionales de 35 años para las áreas Agua del Cajón y Centenario Centro. Por ambos contratos la Provincia embolsó, por canon de explotación y RSE, unos U$s 15,5 millones. Y u$s 1,7 millones por sellos.

El tercero de los puntos, quizá donde más se nota nuevamente el pulso de la Provincia, es el acuerdo por regalías para las nuevas concesiones no convencionales. En ambos acuerdos las compañías vieron como económicamente “razonable� el esquema de regalías que estableció la ley provincial 2615. Esto significa que los proyectos podrán pagar hasta 18% de lo que produzcan. La ley 27.007 le pone un tope de 12% a las regalías.

Sólo queda blindada de ese esquema la extracción de gas proveniente de una formación shale. Los técnicos neuquinos entienden que este hidrocarburo es el único que está protegido por la norma nacional, en tanto el gas convencional y el tight quedan alcanzados por las condiciones provinciales de alícuota porcentual de canon y renta extraordinaria.

Este acuerdo no sólo queda al límite de la interpretación de la ley 27.007, que entiende como no convencional al shale pero también al tight, sino también que fuerza uno de los puntos del acuerdo de productividad para atraer inversores. Así como los sindicatos firmaron una adenda a los convenios colectivos de trabajo, la provincia se comprometió a no aumentar ni aplicar nuevos tributos. (…)