Por: Patricio Ballesteros Ledesma

El complejo de hidrocarburos argentino tiene una historia pujante, un pasado reciente complicado y un futuro incierto con grandes desafíos. Tras meses de trabajo de funcionarios y asesores, a mediados de año se llegó al texto definitivo del Régimen de Promoción de Inversiones Hidrocarburíferas (RPIH), que recibió la aprobación del Presidente y al fin el miércoles 15 de septiembre Alberto Fernández y el ministro de Economía, Martín Guzmán presentaron la iniciativa en el Congreso. Se esperaba para principios de julio, pero, por efecto de las PASO, se retrasó hasta mediados de este mes y en un contexto político muy efervescente tras la derrota electoral. Más allá de que la crisis ocultó el anuncio, lo importante es que no volvió a retrasarse y ya puede avanzar su tratamiento.

El nuevo marco legal es el vehículo con el que el Gobierno nacional busca motorizar el ingreso de capitales en Vaca Muerta y otros campos petroleros en los próximos 20 años. Aunque tiene un mayor alcance, el principal objetivo de la ley es aumentar el upstream y, en consecuencia, abastecer la demanda del downstream y poder exportar los excedentes. La idea es otorgar seguridad jurídica e incentivos fiscales a los proyectos de petróleo y gas, que permitan dar vuelta una balanza comercial deficitaria, que desde hace mucho tiempo resta dólares de las cuentas públicas en lugar de sumarlos.

De los 115 artículos del RPIH, hay un capítulo entero dedicado al Programa de Apoyo a la Sustentabilidad Energética, que establece que los proyectos que se presenten a efectos de ser evaluados para su aprobación deben impulsar la diversificación de la matriz o promover una mayor eficiencia energética en el proceso productivo, incluyendo estrategias que involucren la creciente incorporación de inversión en I+D tecnológico.

Otro de los objetivos es otorgar a los proyectos beneficios fiscales y de exportación, por los que las empresas, sin la necesidad de autorización del Estado, podrán exportar en firme el 20% de su producción incremental y tendrán la posibilidad de liquidar el 50% de las divisas generadas por esas ventas. Para el caso del gas natural, la ley contiene un capítulo especial que busca beneficiar a las productoras que adhieran al régimen y participen con compromisos efectivos de inyección del fluido en las subastas o concursos de precios. Y para los proyectos en las cuencas off shore también se marcan requisitos, proyecciones y beneficios impositivos, así como incentivos adicionales.

[Se produce más petróleo y menos gas]

Toda la cadena del sector de hidrocarburos esperaba una iniciativa en este sentido, para lograr previsibilidad en las inversiones, clarificar las regulaciones y contar con herramientas para financiar los proyectos. De hecho, a mediados de junio, los representantes de las principales firmas petroleras que operan en el país, como PAE, ExxonMobil, Pluspetrol, CAPSA, Tecpetrol, Chevron, Shell y CAPEX, fueron informados por la Secretaría de Energía sobre los principales puntos del proyecto. También hubo reuniones con los gobernadores de las provincias con recursos, cámaras industriales, proveedoras de servicios y los diferentes gremios.

Las estadísticas del sector permiten tener un panorama claro de cómo está el negocio en el país. El año pasado, la producción de petróleo sumó 27,9 millones de m3 y la de gas poco más de 45.095 millones de m3, según datos del Instituto Argentino del Petróleo y el Gas (IAPG). En ambos casos, el liderazgo pertenece a la empresa estatal YPF, con el 46% y el 27% del total, respectivamente. Entre los 16 operadores hubo 266 pozos perforados en explotación con petróleo, 27 con gas y un total de 382 terminados. Sacando a YPF, la segunda empresa más activa es la privada Pan American Energy (fusión de Amoco/British Petroleum y la argentina Bridas), que tiene un siglo de historia y es la única integrada.

Durante la pandemia, la producción de petróleo y gas se estableció como esencial y, gracias a un protocolo sanitario acordado entre las empresas, los gremios y el Estado, no hubo suspensión de la actividad en las principales cuencas. Y de hecho, en el primer semestre de 2021 la perforación subió un 52%, con 288 pozos terminados contra 189 en igual período del año pasado, de acuerdo al relevamiento del IAPG. También se dio un fuerte aumento de la producción shale de petróleo y una leve suba en convencional, con relación a igual lapso del año pasado. En gas, sin embargo, la producción convencional, shale y tight bajaron.

La elaboración de petróleo subió un 11,6 %, cuando se elaboraron 13,5 millones de m³, contra 12,1 millones de m³ elaborados en el primer semestre de 2020. Las ventas de moto naftas (súper + ultra) en este semestre fue de 3,94 millones de m³, un 23,5% más respecto al año anterior, que fue de 3,19 millones de m³, mientras que la venta de gasoil registró un alza de 13% con 6 millones de m³ vendidos al mercado contra 5,3 millones de m³ el año pasado. Por otra parte, el GNC tuvo un aumento del 24% y se registraron 1.095 millones de m³ este año contra 884 millones de m³ del anterior.

[Vaca Muerta es ahora o nunca]

Finalmente, y lo que más preocupa en los últimos años, las importaciones de gas natural crecieron un 26,5%, con 4.054 millones de m³ ingresados durante el primer semestre de 2021, mientras que en igual lapso del año pasado se compraron 3.205 millones de m³. Por eso, para que se impulsen nuevas inversiones y sostener las actuales, la nueva ley no sólo es necesaria sino urgente. Se dice que Vaca Muerta es la gran esperanza en hidrocarburos del país, aunque implica la apuesta de miles de millones en la extracción de recursos no convencionales, aunque sin un marco regulatorio que otorgue certidumbre y garantías a los operadores cuesta mucho que alcance su máximo potencial.

Hasta ahora allí operan 31 empresas en diferentes áreas (varias en sociedad con YPF), y hay inversiones anunciadas y en curso por más de US$ 21.100 millones, según datos de la Secretaría de Energía de la Nación. El problema es que la ventana de oportunidades para desarrollar shale oil & gas a nivel masivo está muy acotada por la transición energética. La Argentina es la cuarta reserva mundial de recursos de shale oil y la segunda en términos de shale gas, lo que representa 16.000 millones de barriles y 308 TCF de gas natural estimados. “Sólo teniendo en cuenta a Vaca Muerta, en términos de petróleo esto garantiza un abastecimiento interno por 94 años en el caso del petróleo y de 193 años en el caso del gas. Si el país logra desarrollar la mitad de estos recursos, implicaría unos US$ 37.500 millones adicionales de exportaciones durante las próximas tres décadas”, asegura Nicolás Arceo, exvicepresidente de Finanzas de YPF.

La estrategia oficial al presentar esta ley se basa en la necesidad de incrementar la producción y exportación de hidrocarburos, con un impacto positivo sobre la actividad, el empleo y la generación de divisas. Además, busca generar mayores inversiones en todas las cuencas productivas del país y la cadena de valor, equilibrar las exportaciones con las necesidades del mercado interno y sustituir la importación de gas natural y combustibles. En este sentido, se evaluarán proyectos que implican inversiones por US$6 a 300 millones, según las dimensiones de los proyectos y el tiempo de desarrollo. Ahora habrá que esperar su tratamiento en ambas cámaras para ver si se aprueba, con más o menos modificaciones, lo antes posible. Porque está demostrado que sin suficiente energía la recuperación, crecimiento y desarrollo económico es imposible.