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¿Y si la vaca se cae?
Por Observatorio Petrolero Sur - Tuesday, Aug. 18, 2015 at 1:14 PM

Agosto 6, 2015 | Desde 2012, con la estatización parcial de YPF, el gobierno apuntaló un modelo energético que, sin chocar frontalmente, marcaba diversas rupturas con el neoliberalismo petrolero. La reforma de la Ley de Hidrocarburos, aprobada en octubre pasado, intentó abordar el escenario que planteaba el lento desarrollo de Vaca Muerta, se otorgaron mayores beneficios a las empresas del sector, pero también se promociona fuertemente la recuperación terciaria, la explotación offshore y los crudos ultra pesados como alternativas para incrementar la extracción. Sin embargo, la baja internacional del precio del petróleo amenaza con un prolongado impasse a la piedra angular de esta política: los yacimientos no convencionales. ¿Se abre otro capítulo en la política petrolera?

¿Y si la vaca se cae...
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Por Diego Pérez Roig* / Fotos Martín Barzilai, Sub Coop

“Hay optimismo y aceptación general de la situación actual”. Así sintetizó Adil Abdul-Mahdi, ministro iraquí del petróleo, el ánimo reinante en la reunión de la OPEP celebrada en Viena a comienzos de junio. La cotización internacional del petróleo crudo, así como de otros hidrocarburos y derivados, sufrió una estrepitosa caída entre mediados de 2014 y abril de este año. Si bien todavía se encuentra lejos de la anterior franja de US$ 100-110 por barril –¡ni qué hablar de los US$ 140 de 2008!–, el precio se ha estabilizado entre los US$ 60-65 y ha traído relativa tranquilidad a los países exportadores. Mientras que varios de los miembros de la organización esperan que continúe ascendiendo hasta alcanzar un óptimo de US$ 80, estimaciones más cautas, como la del Ministro de Energía ruso, prevén una fluctuación entre US$ 60-70 en los próximos tres años.

A la hora de analizar estos vaivenes, existe relativo consenso respecto de una importante sobreoferta a nivel mundial, aunque el énfasis se ha puesto de manera dispar en una multiplicidad de causas. De un lado, el estancamiento europeo y japonés, el bajo crecimiento estadounidense y la desaceleración de la economía china, implican una menor demanda de energía. Del otro, el masivo desarrollo de explotaciones no convencionales en EEUU, que redujo a menos de la mitad sus importaciones, se ha combinado con la resolución de la OPEP de no recortar la extracción en el mediano plazo. Algunos analistas vieron en esta jugada la determinación de llevar adelante una guerra de precios contra las (más costosas) explotaciones no convencionales, en la que no sólo ganaría la OPEP, sino las majors de la industria, que sacarían partido de la quiebra de los numerosos y advenedizos capitales pequeños y medianos que desembarcaron en el sector a raíz del boom del shale. Otros se inclinan por el interés estadounidense de ahogar económicamente a los miembros díscolos del cartel –Venezuela, Irán, Ecuador, Nigeria– y dar un tiro por elevación a Rusia. Contaría aquí con la anuencia de Arabia Saudita, inestimable aliado desde las postrimerías de la Segunda Guerra Mundial, y el aumento de la tasa de interés de referencia que fija el Comité Monetario de la Reserva Federal de EEUU, que al revaluar el dólar, repercute no sólo en el precio del petróleo, sino también sobre el conjunto de los commodities.

“¿Hasta qué punto puede garantizarse la rentabilidad de las inversiones en Vaca Muerta, sin comprometer el frente fiscal ni la competitividad de la economía?”

Estos desacuerdos respecto del origen de los movimientos de coyuntura, contrastan, no obstante, con las certezas que otorga la mirada de largo plazo. Aunque no deben menospreciarse las consecuencias de las fluctuaciones en los precios, la realidad es que estas se producen en el marco de una notable tendencia al alza. Medido a valores de 2013, a lo largo de la historia el precio promedio del barril de petróleo superó los US$ 100 únicamente en seis oportunidades, de las cuales cuatro corresponden a la última década (1864, 1979, 1980, 2008, 2011, 2012 y 2013). Entre 2000-2013 se ubica en los US$ 70, mientras que entre 1861-1999 no alcanza los US$ 30. Así las cosas, no es aventurado suponer que pese a las oscilaciones actuales, o a otras futuras de mayor o menor intensidad, éstos eventualmente encontrarán nuevos puntos de equilibrio que rebasarán los máximos históricos; el problema es cuándo.

¿Se abre un impasse?

Recordemos que este notable incremento en el precio de los hidrocarburos durante la década de 2000 es condición sine qua non para todas aquellas explotaciones que incorporan una mayor masa de capital –offshore, lutitas, coalbed methane, arenas bituminosas, etc.–, con el objetivo de ampliar o suplir la oferta que ya no puede obtenerse por métodos convencionales. No es llamativo, pues, que los vaivenes en la cotización internacional hayan abierto un debate en Argentina acerca de la viabilidad económica de los proyectos que buscan sacar provecho del potencial de Vaca Muerta y otras formaciones geológicas.

Vue aerienne d'un puits non conventionnel de gaz et de petrole sur le site de Vaca Muerta ou est concentre une partie tres importante des reserves de gaz de schiste argentins, non loin du village d'A?elo.

En este respecto, la paradoja es que aquellos actores que ayer se oponían fuertemente al desacople de precios internos e internacionales impuesto por los derechos de exportación –fundamentalmente empresas y gobiernos provinciales–, hoy presionan por el mantenimiento de una cotización artificialmente alta en el mercado local. Desde que interviene directamente en el sector a través del control de YPF, el Gobierno Nacional no hace oídos sordos a este tipo de reclamos. Por este motivo, mientras saca provecho del menor costo de la importación de combustibles, reduce sólo moderadamente la cotización del barril de las variedades de crudo Medanito y Escalante, e implementa un subsidio estímulo a la extracción y exportación. ¿Hasta qué punto puede garantizarse la rentabilidad de las inversiones en Vaca Muerta, sin comprometer el frente fiscal ni la competitividad de la economía en su conjunto?

En febrero, el CEO de YPF, Miguel Galuccio, evaluó esta situación como coyuntural –“si pensara que el precio se va a quedar en US$ 50 en los próximos veinte años, tendríamos que bajar la persiana en el no convencional”– y pronosticó que en el corto o mediano plazo el barril volvería a acomodarse por encima de los US$ 84. Sin embargo, en los últimos meses YPF avanzó en una reestructuración de sus operaciones en el área Loma Campana, con el objetivo de incrementar la cantidad de pozos y su productividad, así como de reducir costos en términos de equipos, infraestructura y contratación de servicios. Se percibe que esta situación internacional, desde ya ingobernable, amenaza con colocar en un (¿prolongado?) impasse al conjunto de condiciones que, desde 2012, se vienen generando a nivel local con el objetivo de disparar la explotación de no convencionales.

Luego de la recuperación del control de YPF, se logró un primer acuerdo con Chevron, socio shale de inestimable aporte en términos de financiamiento, capacidad de gestión y know how. Meses más tarde, el Gobierno Nacional llegó a un entendimiento con Repsol por la expropiación de acciones de YPF, que puede entenderse, valoraciones al margen, como un intento de normalizar las relaciones con el sector y facilitar el acercamiento de nuevos socios. El acuerdo con Chevron estuvo enmarcado por la creación de un nuevo Régimen de Promoción de Inversión para la Explotación de Hidrocarburos (decreto 929/13), que dispuso una serie de beneficios[1] para aquellos titulares de permisos de exploración y/o concesiones de explotación de hidrocarburos en todo el territorio nacional, que presentaran un proyecto de inversión para la extracción de hidrocarburos con un desembolso mínimo de US$ 1.000 millones en los primeros cinco años.

Por su parte, desde el punto de vista político, el acuerdo YPF-Chevron requirió sendos entendimientos de Neuquén con la empresa argentina y con el Gobierno Nacional. La provincia, que detenta el dominio originario de los recursos, avaló las condiciones del decreto 929/13 y se comprometió a mantener las regalías en el orden del 12% hasta el año 2048 (que surge del plazo de vigencia de la concesión y su prórroga); a no gravar a la empresa con nuevos tributos, renta extraordinaria ni “Canon Extraordinario de Producción”; y a permitir que la propia YPF actúe dentro un equipo de trabajo que facilite las tareas de fiscalización ambiental y de inversiones, que competen a la autoridad de aplicación –además, YPF podrá ceder todos estos derechos y obligaciones a otro cesionario. Por último, de no llegar a un entendimiento en caso de controversias, sería inapelable el arbitraje de acuerdo a las reglas establecidas por la Cámara de Comercio Internacional, con sede en París.

A cambio, Neuquén logró el compromiso de un plan de obras públicas por $ 1.000 millones, que sería financiado por la Nación. Este ítem, que apunta a generar consenso en los departamentos con mayor impacto por la actividad hidrocarburífera, contrasta notablemente con la brutal represión que sufrió, el día de la votación en la Legislatura provincial, una manifestación de 5 mil personas –integrantes de organizaciones sociales, sindicales, políticas, estudiantiles y de pueblos originarios– opuesta al acuerdo, que derivó en dos heridos por balas de plomo.

“Lo que el contexto internacional pone en cuestión, en realidad, es la posibilidad misma de sostener las premisas básicas que orientan el actual modelo petrolero”

Finalmente, desde el punto de vista macroeconómico, el impulso a la explotación de no convencionales propició cambios en el sistema de retenciones (resolución 1/13 del Ministerio de Economía de la Nación), que actualizaron el valor de corte que el productor recibe por cada barril exportado y el precio de referencia internacional a partir del cual se aplica el gravamen. De esta manera, el Estado nacional aceptó resignar parte de sus ingresos por retenciones en relación a las alícuotas anteriores y tendieron a equipararse los niveles de rentabilidad entre el petróleo de exportación y el destinado al mercado interno. Asimismo, se incrementó el precio del millón de BTU de gas en boca de pozo y se permitió un importante aumento de los combustibles, que desde mayo de 2012 acumulan subas superiores al 100%.

La contradicción commodities/recursos estratégicos

Lo que el contexto internacional pone en cuestión, en realidad, es la posibilidad misma de sostener las premisas básicas que orientan el actual modelo petrolero. La ley de soberanía hidrocarburífera de mayo de 2012, dictaminó como principio rector general de la política a implementar en el sector la concepción de los hidrocarburos como recursos estratégicos, (supuestamente) imprescindibles para un desarrollo socioeconómico armónico, equitativo y sustentable. Por este motivo, la actividad hidrocarburífera se conceptualiza como de interés público nacional, quedando a cargo del Estado “el autoabastecimiento en materia de combustibles [que] contribuye de manera crucial a determinar el tipo de modelo económico y de crecimiento que puede desenvolverse en cada país”. Para ello se estableció la utilidad pública y la expropiación del 51% del patrimonio de YPF S.A., hasta ese momento en manos de Repsol. Este cambio, así como la reafirmación del Poder Ejecutivo como la “autoridad a cargo de la fijación de la política en la materia”, son indicativos de un intento de re-centralización del diseño y la implementación de la política hidrocarburífera, que inevitablemente choca con lo establecido constitucionalmente a partir de 1994 y la provincialización consolidada durante los 2000, aunque lo revierte solo parcialmente.

Sin embargo, este sentido estratégico de los hidrocarburos[2] quedó enfrentado contradictoriamente con un resurgido criterio mercantil, que es expresión de otros de los principios rectores de la ley: “la obtención de saldos de hidrocarburos exportables para el mejoramiento de la balanza de pagos”; la continuidad de YPF como sociedad anónima abierta; la preservación de los intereses de los accionistas “generando valor para ellos”; y, en menor medida, la promoción de asociaciones con otras empresas -que pueden ser públicas, pero también “privadas o mixtas, nacionales o extranjeras”.

¿Cómo lograr el autoabastecimiento en un país cuyos campos petroleros más importantes se encuentran maduros y en franca declinación? ¿Cómo compatibilizar este objetivo, a su vez, con la “obtención de saldos exportables”? Está claro que la única posibilidad de suturar esta contradicción descansa sobre la supuesta riqueza de Vaca Muerta y otras formaciones geológicas. Un potencial ahora puesto en duda por la caída de los precios y que, hasta el momento, sólo avalan estimaciones hechas por organismos gubernamentales extranjeros y una ínfima certificación de reservas sobre el total de recursos proyectados.

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Esta creciente incertidumbre fue el trasfondo de la aprobación, en octubre de 2014, de una nueva ley de hidrocarburos presentada en el Congreso de la Nación por el Poder Ejecutivo. Entre los fundamentos de la norma reaparecen el sentido estratégico del petróleo y el gas, con énfasis en la necesidad de lograr el autoabastecimiento[3], y el interés por aprovechar estos recursos en cuanto commodities capaces de aportar equilibrio al sector externo. La ley continúa colocando a las “explotaciones no convencionales de hidrocarburos” como centro de la ecuación energética en el mediano y largo plazo. En este sentido, se amplían los plazos de exploración; se permite la subdivisión de áreas y su re-concesión como explotaciones no convencionales, previa solicitud del concesionario, por un plazo de 35 años prorrogable por 10 más; se establece un tope para el cobro de cánones y regalías; se ratifica la libre importación de bienes de capital e insumos imprescindibles para las operaciones, dispuesta por el decreto 927/13; se flexibilizan las condiciones de incorporación al régimen promocional creado por el decreto 929/13 –al disminuir la inversión mínima a US$ 250 millones– y se reduce el tiempo para la percepción de sus beneficios de cinco a tres años.

Lo más llamativo, no obstante, es que también se regimientan e incorporan importantes estímulos para otro tipo de explotaciones, definidas como proyectos de producción terciaria, petróleos extra pesados y costa afuera (offshore). Además de compartir varios de los beneficios anteriores, se contempla la posibilidad de que en estos casos, por su productividad, ubicación y características técnico/económicas desfavorables, la autoridad de aplicación correspondiente reduzca hasta en un 50% el cobro de regalías. Las explotaciones costa afuera, particularmente, contarán con permisos de exploración de idénticos plazos a las no convencionales, plazos de concesión por 30 años –prorrogables por 10 más–, y la posibilidad de exportar libremente un 60% de lo extraído a partir del tercer año, en caso de que la inversión hubiera alcanzado un mínimo de US$ 250 millones.

Todo un indicio, en definitiva, de que ante un panorama internacional que coloca entre signos de pregunta a las explotaciones más costosas, quizá sea necesario ampliar la oferta de hidrocarburos priorizando campos que llevan varias décadas de explotación y/o apurando la expansión de la frontera hidrocarburífera hacia el mar. Un escenario semejante, en el que podría reducirse significativamente el potencial de recursos a extraer, ¿precipitará un nuevo capítulo del dilema político recursos estratégicos-commodities? En suma, ¿empujará a una redefinición más profunda del modelo petrolero que la intentada a partir de 2012?

* Diego Pérez Roig. Politólogo. Integrante del OPSur e investigador de la Universidad Nacional de Quilmes.

** Este artículo es una adelanto de la nueva edición de Fractura Expuesta

[1] Una vez cumplidos los primeros cinco años, podrían exportar el 20% de lo extraído sin pagar retenciones y tendrían la libre disponibilidad del 100% de las divisas que obtuvieran. En caso de que estos volúmenes debieran destinarse al mercado interno para satisfacer las necesidades de autoabastecimiento, igualmente gozarían de un precio no inferior al de exportación, que si bien se pagaría en pesos, también podría convertirse a divisas de libre disponibilidad. El régimen también contemplaba la solicitud de recategorización de los bloques (o fracciones) como “concesiones de explotación no convencional de hidrocarburos”, con una extensión mínima de 25 años, prorrogables a 10 más de forma anticipada.

[2] Dos meses más tarde, el decreto reglamentario 1277/12 del 25 de julio, reafirmó los principios más disruptivos la Ley de Soberanía Hidrocarburífera. Así, se puso fin a la “libre disponibilidad” que se arrastraba desde las primeras reformas neoliberales y se intentó institucionalizar una mayor planificación y gestión a nivel nacional de los segmentos del sector.

[3] El petróleo y el gas “resultan en la actualidad la principal fuente energética, y consecuentemente [recursos trascendentales] en la estructura económica y de desarrollo para dicho crecimiento, resultando necesario fortalecer la promoción de la inversión destinada a la explotación de hidrocarburos”. La política de autoabastecimiento debe incrementar la producción propia “como recurso estratégico”, para reducir la dependencia del petróleo importado, acumular stocks de crudo, e implementar mecanismos que “permitan sobrellevar las fluctuaciones de los precios del petróleo a nivel internacional”.

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