El dicho popular reza que el que se quema con leche, ve la vaca y llora. Y esa situaci贸n no estar铆a muy lejos de aplicarse a la actual situaci贸n de YPF. La operadora de mayor铆a estatal registra que el gobierno nacional le adeuda a trav茅s de diversos planes nada menos que 1.000 millones de d贸lares por su producci贸n de gas natural, un c煤mulo que sumado al complejo contexto nacional para la colocaci贸n del fluido llev贸 a la firma a pegar un cambio de tim贸n y focalizar sus inversiones en el corto plazo en la producci贸n de crudo. 

La fuerte deuda fue detallada por el CEO de YPF, Daniel Gonz谩lez, durante las presentaciones del nuevo plan de inversiones de la firma, y fue quien remarc贸 que tenemos un capital de trabajo muy grande all铆. Si bien Gonz谩lez se mostr贸 confiado de que los planes de pago previsto se respetar谩n, tambi茅n asegur贸 que no hemos estado cobrando los subsidios al gas y explic贸 que el c煤mulo de deudas se compone de tres factores: el viejo Plan Gas, las deudas generadas por la devaluaci贸n con las distribuidoras y el nuevo Plan Gas de la Resoluci贸n 46. 

En el primer caso la deuda reconocida por el gobierno alcanza los 750 millones de d贸lares provenientes del viejo Plan Gas que no se abon贸 durante el 2017 y que se pact贸 saldar por medio de 30 cuotas mensuales y consecutivas a partir de enero del a帽o que viene. En total el Estado adeuda por este concepto 26.200 millones de pesos al conjunto de las operadoras. El segundo rengl贸n de 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 d贸lares y seg煤n se plasm贸 en el reciente decreto 1053 de la secretar铆a de Energ铆a de la Naci贸n, se abonar谩 tambi茅n en 30 cuotas a partir de octubre del a帽o que viene. El tercer y 煤ltimo rengl贸n no tiene a煤n un acuerdo en firme. Se trata de las sumas que YPF deber铆a haber cobrado a lo largo de este a帽o por el nuevo Plan Gas de la Resoluci贸n 46/2017 y que Gonz谩lez detall贸 que para este a帽o son entre 90 y 100 millones de d贸lares. 

El CEO de YPF se帽al贸 que el eje del debate es un tema de aprobaciones, porque la mayor铆a son proyectos que ya recibieron la aprobaci贸n de la provincia de Neuqu茅n y no la del gobierno nacional y reiter贸 que la Resoluci贸n 46 para nosotros aproximadamente significa entre 100 y 200 millones de d贸lares por a帽o, dependiendo de la producci贸n. Parte de aproximadamente 100 millones de d贸lares este a帽o y debe ir creciendo. El nuevo Plan Gas La advertencia sobre las aprobaciones que realiz贸 Gonz谩lez no es menor dado que sobre ocho proyectos que YPF tiene autorizados por la provincia de Neuqu茅n, la compa帽铆a s贸lo obtuvo el visto bueno final de Naci贸n para uno de ellos: La Ribera I y II, al que se suma en tierras rionegrinas Estaci贸n Fern谩ndez Oro (EFO). 

La abrupta salida de Juan Jos茅 Aranguren del entonces ministerio de Energ铆a de la Naci贸n, ocurrida a mediados de mayo, dej贸 el programa de incentivos a la producci贸n del gas no convencional a mitad de camino y esa indefinici贸n se mantiene al d铆a de hoy con 8 proyectos aprobados al 100% sobre un total de 21 con la venia de las provincias. Pero adem谩s de esto, los pagos tambi茅n 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 s贸lo peso por el nuevo Plan Gas por la producci贸n incremental de su desarrollo en la Cuenca Neuquina La Ribera I y II. 

De acuerdo a los registros, julio fue el 煤ltimo mes en que se liquid贸 en forma 铆ntegra el incentivo, o no tanto pues a YPF no se le abon贸. Los pagos deb铆an plasmarse a los 60 d铆as, es decir entre fines de septiembre y principios de octubre, pero s贸lo Tecpetrol recibi贸 su pago ese mes por la producci贸n de Fort铆n de Piedra. Las restantes operadoras PAE, Total, Wintershall y Capex en el caso de la Cuenca Neuquina percibieron reci茅n este mes las sumas correspondientes al 85% de su nueva producci贸n de julio. El buen precio del crudo y la falta de mercado para el gas en verano potenciaron los cambios. 

El cuello de botella Si bien Gonz谩lez asegur贸 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 d贸lares, la operadora focaliz贸 en su plan quinquenal los desarrollos en la b煤squeda de petr贸leo, dado que adem谩s de las deudas acumuladas la falta de mercado para el gas pone en el corto plazo en dudas la colocaci贸n de la producci贸n, en especial en los meses de calor. Como contrapartida en ese an谩lisis la firma estim贸 que el crudo continuar谩 con una buena cotizaci贸n internacional, entre los 60 y 70 d贸lares para el per铆odo, lo cual cierra la ecuaci贸n econ贸mica de la operadora que, como en el refr谩n popular, no quiere volver a llorar al mirar a la Vaca Muerta. Si bien la operadora espera poder percibir las sumas atrasadas, representa entre el 28 y el 35% del presupuesto anual para el segmento del upstream. 

Un fideicomiso para saldos y la reforma de la letra chica del nuevo Plan Gas En 2019 YPF proyecta pasar dos 谩reas a desarrollo masivo en oil. (Juan Thomes) En n煤meros 18 meses de actividad en Loma Campana pueden ser financiados con el volumen de dinero que se le adeuda a YPF. 90 millones de d贸lares es el monto que la firma esperaba cobrar este a帽o por el nuevo Plan Gas. Los aportes del nuevo Plan Gas abarcaron en la Cuenca Neuquina en julio a 9,35 MM3, el 84% correspondi贸 a la producci贸n de Tecpetrol en Fort铆n de Piedra. La Resoluci贸n 46 fij贸 que el nuevo Plan Gas dise帽ado por Juan Jos茅 Aranguren abonar谩 un anticipo del 85% sobre las proyecciones de producci贸n de cada operadora. 

El 15% restante se deber谩 compensar luego a partir del an谩lisis de la producci贸n efectivamente realizada. Ese 15%, con m谩s o con menos seg煤n el cotejo, pr谩cticamente no ha sido saldado en lo que va del a帽o y ya se anticipa que a partir del a帽o entrante ser谩 elevado y pasar谩 a formar parte de un fideicomiso cuya fecha de pago ser谩 en diferido. Algunas versiones indican que el anticipo podr铆a caer al 70% para permitir cuadrar la producci贸n esperada con los cerca de 700 millones de d贸lares que se previeron en el presupuesto nacional para el programa que en 2019 garantizar谩 7 d贸lares por mill贸n de BTU. 

De esta forma un 30% de la producci贸n prevista en los programas que las operadoras presentaron para acceder al programa deber铆a ser cubierto por el fideicomiso cuya fecha de pago podr铆a incluso extenderse hasta la finalizaci贸n del programa de est铆mulo a la producci贸n de gas no convencional que finaliza en diciembre de 2021. Pero junto con esa modificaci贸n que se espera sea plasmada en una resoluci贸n antes de fin de a帽o, tambi茅n se aguardan varios de los cambios que el mismo secretario de Energ铆a de la Naci贸n, Javier Iguacel, ya anticip贸 que aplicar谩. Una de las modificaciones apunta a suprimir el error de Aranguren que permiti贸 a las operadoras superar el precio m谩ximo garantizado y llegar a percibir cerca de 8 d贸lares por mill贸n de BTU. Esta maniobra fue aplicada por al menos dos operadoras y se centr贸 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 vendi贸 el fluido. 

La segunda modificaci贸n que ya se da como una certeza tiene que ver con el cumplimiento de los compromisos de producci贸n. Desde la secretar铆a de Energ铆a se busca por un lado penalizar con quitas de aportes a las operadoras que produzcan menos de lo comprometido, pero adem谩s 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 marcar谩 que el plan ya no corre m谩s para el tight gas.