La disputa que se viene: el pago de regalías por el gas en almacenajes subterráneos

El crecimiento de la producción de gas de Vaca Muerta y la estacionalidad de la demanda argentina, generaron la necesidad de comenzar a pensar en proyectos de almacenamiento de gas subterráneos para guardar la producción en los meses de abundancia.

YPF y Tecpetrol, las principales productoras de la cuenca, ya avanzan con los estudios para la utilización de yacimientos depletados como reserva.

Este modelo de actividad que se abre en el usptream, tiene pocos antecedentes en la Argentina. Uno es Diadema, de CAPSA, que está en operación desde hace 17 años en la provincia de Chubut; y otro es el proyecto de Compañía General de Combustibles (CGC) en el yacimiento Río Chico, de Santa Cruz. 

Uno de los debates que se pondrán sobre la mesa entre las provincias y los concesionarios el pago de regalías sobre el colchón de gas que necesita generarse en el yacimiento depletado.

Como todo nuevo negocio, la clave pasará por la disputa por la renta. El almacenamiento subterráneo en yacimientos depletados necesita la generación de un “colchón de gas” que permite al reservorio recuperar la presión para que luego el gas inyectado pueda ser extraído y ser enviado a los gasoductos troncales. 

Entre otras cuestiones, uno de los debates que se pondrán sobre la mesa entre las administraciones provinciales y los concesionarios será si ese colchón debe pagar regalías. En Neuquén el tema está en el radar de las autoridades, pero el panorama es complejo y aún deben analizarlo con detenimiento.

“Habría que contemplar una regalía especial para el gas con destino a colchón -en los topes que marca la Ley Nacional de Hidrocarburos-, que tenga en cuenta la rentabilidad futura del negocio futuro de almacenaje, y no la venta de ese gas como commodity”, indicó a Patagonia Shale el abogado transaccional y regulatorio Pablo Rueda, del estudio Martinez de Hoz & Rueda.

Viabilidad económica

“Si vamos a hacer negocios de almacenamiento subterráneo de gas en la Argentina, lo primero que hay que hacer es un análisis económico para definir las necesidades”, agregó.

El especialista, que tiene más de 25 años de experiencia en regulación energética, comentó que existe la posibilidad de que el gas producido en una provincia, por caso Neuquén, sea almacenado en yacimientos abandonados de otra jurisdicción, como por ejemplo Río Negro, lo cual abriría otro frente a solucionar: ¿quién debe cobrar las regalías?

“La Provincia debe analizar cuál es el precio máximo que le puede cobrar al explotador para que venga, invierta, tome el riesgo, venda el gas y esté contento de pagar un canon”, indicó el abogado Pablo Rueda.

Para Rueda, en este hipotético caso, la solución razonable sería que Neuquén cobrara regalías por la producción de gas y Río Negro percibiera un canon por la explotación del reservorio.  En ningún caso sería legal gravar dos veces la extracción. 

“Hay formas racionales de resolver la cuestión sin perjudicar la inversión y que protegen el derecho de las provincias de obtener una renta sobre esas explotaciones. Estoy seguro de que el lugar donde se hace el almacenaje no debe cobrar ni regalías por el colchón ni por el gas almacenado. Tiene que cobrar una renta por la realización de la actividad de almacenaje en su provincia vía canon”, señaló el abogado. 

Pablo Rueda, abogado transaccional y regulatorio, con más de 25 años de experiencia en petróleo y gas.

Nuevo canon para almacenamiento

Rueda consideró que se debería reconfigurar la fórmula del canon de explotación de las concesiones para adecuarla al negocio del almacenamiento, teniendo en cuenta las características de esta nueva actividad.

“La Provincia debe analizar cuál es el precio máximo que le puede cobrar al explotador para que venga, invierta, tome el riesgo, venda el gas y esté contento de pagar ese canon”, agregó. 

Otra cuestión a resolver será cuándo la provincia productora liquidará las regalías, ya sea al momento de la extracción o durante la inyección al sistema troncal.

“Estos negocios dependen de la política macroeconómica vigente. Si tenés un régimen de control de precios de la energía, hay que olvidarse, porque el almacenaje subterráneo es un negocio de arbitraje entre precios bajos del gas en verano y precios altos en el invierno”.

Para Rueda, lo más conveniente sería que al momento de extracción se declare que el gas tiene destino de almacenaje y se difiera el pago de regalías hasta el momento de comercialización.

“Eso suena bastante razonable, porque, en primer lugar, no se obliga al productor a pagar regalías sobre un producto que todavía no vendió; y, en segundo lugar, la provincia se beneficia porque cobra un mayor valor porque el gas se inyectará en verano a un precio menor y se venderá en invierno, a precios más altos”, reflexionó Rueda.

De todas formas, es probable que la compañía productora exija que a esa liquidación diferida se le descuente los costos de almacenaje.

Cambios regulatorios

Según el especialista, el nuevo negocio sólo requerirá de cambios regulatorios menores, a nivel provincial, ya que se pueden otorgar concesiones de explotación de yacimientos depletados destinados a la actividad de storage, bajo el esquema de la Ley de Hidrocarburos.

“Estos negocios dependen de la política macroeconómica vigente. Si tenés un régimen de control de precios de la energía, hay que olvidarse, porque el almacenaje subterráneo es un negocio de arbitraje entre precios bajos del gas en verano y precios altos en el invierno. Es un negocio en la medida que haya competencia natural en el mercado mayorista. Ese horizonte estaba vislumbrándose y hoy se cayó a pedazos”, comentó Rueda.

El almacenamiento subterráneo permite el reaseguro de suministro de gas al sistema, y otorga a las compañías una flexibilización para cumplir con los contratos comerciales. También significa una revalorización para las áreas hidrocarburíferas depletadas y posibilita a las provincias obtener beneficios de las variaciones del precio.