Temores y expectativas por nueva ley petrolera

Nación impulsan una nueva ley para los hidrocarburos convencionales, la cual ha generado inquietud en las oficinas de las empresas y de los gobiernos provinciales.

Desde el gobierno nacional se viene trabajando en una nueva ley petrolera para relanzar la producción de las áreas convencionales. La intención es dinamizar la industria, generar mayores excedentes exportables y reposicionar a YPF frente a una situación financiera muy compleja. Pero el extremo sigilo con que se está manejando la secretaría de Energía produce justificados temores en las provincias productoras. Por otro lado, la posibilidad de reactivar la producción abre expectativas sobre aumentos en la recaudación. La ecuación podrá ser difícil, pero la idea es que el resultado no sea cero. Y mucho menos, negativo.

Desde hace varias semanas, cuando se filtró la noticia de que el gobierno nacional enviará al Congreso una nueva ley para los hidrocarburos convencionales, la inquietud ganó las oficinas de las empresas y de los gobiernos provinciales. El objetivo de esta iniciativa, se aclaró, no pasa por modificar el espíritu de la legislación vigente sino que pretende estimular la producción de los yacimientos que empezaron a declinar por razones varias: la antigüedad, la caída de la demanda que se produjo al comienzo de la pandemia, la falta de precios.

Por lo menos tres provincias estarían en principio más que conformes con una iniciativa que dinamice su producción: Río Negro, Chubut y Santa Cruz cuentan con varias áreas que están bajando su productividad. Y se ilusionan con que las medidas de estímulo permitan reflotarlas volviéndolas a hacer competitivas. Claro que al mismo tiempo temen que el pedido de Nación venga condicionado a una pregunta dolorosa: ¿cuántos puntos de regalías están dispuestos a ofrecer para que el proyecto sea viable?

Esa podría ser una de las llaves que permitiría abrir la negociación. Puntos de regalías sobre la producción excedente, claro. De lo contrario, nadie se sentaría siquiera a pensarlo.

El panorama se despeja

La industria petrolera empieza a relajarse un poco. Después del cimbronazo que representó el abrupto parate de la economía mundial entre abril y julio del año pasado, de la dura caída de los precios internacionales, hay indicios de que la recuperación económica puede encontrar al menos una meseta más alta de la imaginada. La recuperación de la economía norteamericana y su tracción sobre el mercado de los combustibles está produciendo un sostenido crecimiento de los valores. El barril de petróleo de referencia, que en el peor momento cayó hasta 28 dólares, hoy supera los 72 dólares.

Y si en marzo 2021 la industria sonreía pensando que podía estabilizarse en torno a los 60 dólares, hoy se estima que para el último trimestre del año ya estará en los 80 dólares. Con este cuadro de mejoría de la rentabilidad, de mayor consumo por mayor actividad, de mejores expectativas de recuperación por el avance de las campañas de vacunación, el desafío para la secretaría de Energía pasó a ser cómo favorecer la producción interna, evitar el incremento de las importaciones que aumenta la restricción externa, y no fomentar tensiones inflacionarias. Casi nada.

Después de varios años de haber concentrado los recursos y los proyectos en el desarrollo de Vaca Muerta, Energía cree que llegó el momento de darle una nueva oportunidad a los convencionales. En casi todas las provincias existen yacimientos que hoy no están siendo operados o que demandan inversiones que no se justificaban hasta hace un año atrás. Recuperarlos para la producción implicaría un fuerte impacto en provincias como Santa Cruz y Chubut pero también para Río Negro, sólo para mencionar a las patagónicas. Neuquén es diferente: tiene a Vaca Muerta.

En el caso particular de Río Negro, la mayoría de los yacimientos convencionales han ido mermando su productividad en los últimos años y la situación ya empieza a preocupar a las autoridades provinciales. Por eso existen expectativas sobre los alcances de la propuesta.

El primer punto que deberá resolverse es el del precio que se le reconocerá a las petroleras para que sirva de atracción fundamental. Hoy, con el precio internacional a 72 dólares y con expectativas a la suba, el mercado interno reconoce un precio de 55 dólares. Y como dijo un funcionario de una de las empresas: en un mercado mundial tan volátil y donde las inversiones se toman globalmente, las soluciones internas tienen que tener una relación muy próxima al panorama externo. “Nadie está dispuesto a hacer beneficencia; se invierte allí donde hay más rentabilidad”, explicó con crudeza.

Para la secretaría de Energía este es una primera dificultad. Poner una fórmula por escrito en una ley nacional puede conducir a la Gloria o a Devoto, sin transiciones. La búsqueda de esquemas variables, con esquemas de estímulo a medida que sube la producción, es una alternativa que interesa. Otro atractivo que estaría en estudio es la determinación de cupos para la exportación en el mercado internacional. La posibilidad de repatriar capitales y remisión de utilidades; el acceso al mercado centralizado de cambios, serían otras variables en análisis.

“Lo que tiene que quedar claro – esbozó uno de los referentes de Energía rionegrina -, es que todos estos mecanismos estarán en vigencia para la producción incremental por encima de un promedio de los últimos años. Y también hay que estipular cuáles son períodos a tener en cuenta, porque el año pasado fue un período diferente al resto”.

Los plazos de vigencia también deben quedar claro. Las fuentes consultadas explicaron que para que sea un incentivo concreto debe tener un plazo mínimo de 10 años.

Con esta batería de medidas, lo que queda claro es que el objetivo es hacer atractiva la operación de yacimientos pequeños y medianos, atrayendo a las grandes empresas del sector.

¿Resignar regalías? Es como tomar un remedio que tiene feo gusto y peor olor, pero en definitiva es necesario. Como en la definición de un precio interno, el equilibrio tiene que estar entre el incremento de la producción y las necesidades de desarrollo provincial. “El 12 % de nada, es nada. El 10 % de 1.000, es 100. Hay una diferencia”, expresó un empresario. Pero un funcionario le puso palabras a los temores provinciales: “no queremos ser la variable de ajuste para que funcione el sistema; no queremos que esta mayor producción termine jugando en contra de nuestra capacidad de recaudación”. En definitiva: la suma no puede ser cero, ni negativa.

YPF: una empresa en su laberinto

Ninguna ley es neutra. Menos cuando se trabaja sobre un área tan sensible como la energía y los hidrocarburos. En principio, el borrador del proyecto se está escribiendo en los pasillos de YPF y se la está pensando como un gran dinamizador de la industria, y una bocanada de aire para la empresa de mayoría estatal.

Dos razones: YPF está sobre endeudada (más de 7.000 millones de dólares), y la última renegociación, que culminó en marzo último, le permitió estirar vencimientos a tres años y mejorar así su esquema de pagos. Pero no para acceder a nuevas líneas de crédito a tasas razonables. Hoy, su única fuente de financiación pasa por sus ingresos por la venta de combustibles. El cash flow. Nada desdeñable, por supuesto, ya que es una empresa integrada que controla desde la exploración / explotación a la refinación y comercialización. Pero es una sola caja para atender todas las necesidades.

“Fueron cuatro años muy difíciles; por un lado se empeoraban las condiciones de endeudamiento; por otro, YPF era marginada de las grandes operaciones en Vaca Muerta en función de otras grandes operadoras, fundamentalmente Shell. O de los programas de fomento para la extracción de gas. Después vino la pandemia y la caída vertical de los ingresos. El riesgo de entrar en default fue muy grande pero por fortuna logramos reestructurarnos y hacer una oferta razonable a los acreedores. Por eso somos optimistas”, explican desde la empresa.

La falta de acceso a los mercados de crédito, la caída del valor de las acciones en la bolsa de Nueva York, que fueron declinando desde los 30 dólares de 2014 a los 5,5 dólares de la actualidad, son los síntomas de una realidad difícil.

La primera definición concreta a su favor fue permitirle jugar en el Plan Gas 4. Y aprovechó esa oportunidad quedándose con la cuota mayor: casi 21 millones de metros cúbicos diarios de Vaca Muerta, a 3,66 dólares por millón de BTU. Casi sobre el límite de la licitación. La segunda empresa fue Tecpetrol, del grupo Techint. Alejado de los chisporroteos y la beligerancia de Paolo Rocca (su fundador), el grupo renunció a los juicios iniciados durante la gestión de Mauricio Macri por incumplimiento de contrato y se anotó con 10 millones de m3 diarios. Y tercera quedó Pan American Energy, del grupo Bulgheroni, con 8,4 millones de m3.

Para Río Negro también fueron buenas noticias: YPF incluyó en el Plan Gas al yacimiento Estación Fernández Oro, que irá incrementando sus operaciones. Otra empresa que logró acceder al Plan Gas fue Capex, que tiene un par de áreas gasíferas en Río Negro: Loma Negra y La Yesera. Que no serán grandes reservorios pero todo suma.

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