Apuesta oficial al petróleo, sin jugarse demasiado

ECONOMÍA Por Néstor O. Scibona para La Nacion
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La iniciativa para promover la producción de petróleo y gas a fin de generar excedentes exportables fue anunciada por Alberto Fernández al menos en tres oportunidades desde que asumió; dos de ellas, en sus mensajes de marzo de 2020 y 2021 ante la Asamblea Legislativa, pero en todos los casos sin precisiones. 

El embrión había sido un anteproyecto impulsado, antes de ser designado presidente de YPF, por el economista Guillermo Nielsen, que entonces decía “tener guardado bajo 7 llaves” y nunca llegó a ver la luz pública. Aun así, con el correr de los meses fue evidente que sus propuestas de garantizar la estabilidad fiscal y regulatoria por 25 años y la libre disponibilidad de divisas para los nuevos proyectos de inversión en Vaca Muerta iban a tener el rechazo ideológico del ala kirchnerista del Gobierno. Luego surgió la pandemia, con el histórico derrumbe de los precios internacionales del crudo, que alteró abruptamente todo el escenario energético, hasta que el propio Nielsen fue reemplazado en enero de este año por Pablo González, ex vicegobernador de Santa Cruz. Todavía aguarda su anunciada designación como embajador argentino ante Arabia Saudita, al igual que la exministra Marcela Losardo (Justicia) ante la UNESCO en París. Por lo visto, el poder de decisión presidencial en estos casos no es garantía de concreción.

Sin embargo, a diferencia de aquella época no tan lejana, los trazos gruesos del nuevo proyecto ya tuvieron algunas rondas de consulta con empresarios y sindicalistas petroleros, que permiten vislumbrar sus principales lineamientos.

Básicamente, la ley apuesta a impulsar nuevas inversiones con más énfasis en petróleo -convencional y no convencional- a través de incentivos que se aplicarán sólo a la producción adicional exportable que logren las compañías y no sobre el total, lo cual los transforma en relativamente módicos frente a la imperiosa necesidad que tiene la Argentina de generar más divisas genuinas en los próximos años. De ahí surge la percepción empresarial del “algo es algo”, aunque sin prever un boom productivo.

Otro objetivo oficial, con indudable sello K, es mantener el “desacople” entre los precios domésticos de los combustibles y la paridad de importación del petróleo, que vino creciendo sostenidamente en los últimos meses con la recuperación económica de China, Estados Unidos y los países desarrollados que exhiben mayor ritmo de vacunación.

Aquí aparece otro nudo que estaría demorando el proyecto de ley. Meses atrás, cuando el repunte del crudo permitió prescindir del sostén del “barril criollo”, el oficialismo pretendía regular por ley esa brecha de precios hasta que advirtió que iba a ser muy difícil con la volatilidad del mercado internacional. Luego optó por mantener la regulación de hecho, en la cual YPF (que lidera el mercado doméstico con 55%) fijaba periódicamente los precios de las naftas y el gasoil, que el resto de las compañías acompañaba luego con subas similares.

Discrepancias en la OPEP 

El problema es que ese esquema, basado en un acuerdo tácito, se apoyaba sobre un precio teórico de 55/57 dólares por barril de la variedad Brent, que en el mercado internacional saltó de US$ 51,3 a fines de 2020 a 74,3 ayer (45%). O sea que la brecha se amplió a casi 20 dólares por barril. No sólo eso. En marzo, YPF anunció tres aumentos consecutivos de 5% por mes (6% para el AMBA) en los precios de los combustibles, como paso previo a su congelamiento hasta fin de año en un aporte a la campaña electoral del oficialismo. Y para completar el cuadro, las recientes discrepancias en la OPEP sobre volúmenes y plazos para aumentar la producción -recortada en el arranque de la pandemia- auguran por ahora una mayor volatilidad de la cotización internacional, además de otro dilema para el Gobierno en el tránsito hasta las elecciones.

De ahí que en el sector petrolero no se descarta que la ley sufra nuevas demoras, pese a que a fin de mayo González afirmó que el proyecto estaba listo para ser enviado al Congreso. Algo similar había ocurrido el año pasado con el Plan Gas 4.

En los papeles, uno de los últimos borradores prevé que las petroleras podrán exportar crudo en función del aumento de su producción, que requerirá inversiones para contrarrestar la declinación registrada en 2020 debido a la pandemia. Si se abastece la demanda interna, sobre la producción incremental se garantizará un volumen de exportación y de precios (menos el actual 8% de retenciones, que se fijará como tope cuando el valor internacional supera US$ 60 por barril).

El principal incentivo para las compañías es que podrán mantener esa porción de divisas en el exterior, lo cual supone cierta flexibilización del cepo y los controles cambiarios, ya que hasta ahora no pueden pagar dividendos (salvo con el dólar contado con liquidación, 80% más alto que el oficial menos retenciones) y las de capital nacional están forzadas a refinanciar una parte de sus deudas por créditos externos.

No obstante, ese “premio” es menor de lo que parece. Antes deberán invertir para compensar la declinación de los pozos petroleros (que se estima entre 10 y 15% en los convencionales y 25% en Vaca Muerta); luego, abastecer la demanda interna con mayor producción y, finalmente, generar los saldos exportables sobre los que se aplicarán los incentivos. En otras palabras, si la producción de una petrolera es de 100 y la incrementa a 120, las garantías oficiales regirán sólo para ese 20% adicional.

Como en la Argentina las exportaciones de crudo equivalen hoy a menos del 20% de la producción total, el proyecto incluiría además un régimen para proyectos especiales con una inversión mínima de US$400 millones en cuatro años, que deberán ser aprobados por la Secretaría de Energía. Esta “ventana” ofrecería mejores precios y mayor disponibilidad de divisas a cambio del aumento de la producción exportable.

Para la producción de gas natural habría un esquema semejante, basado en la extensión del Plan Gas, que hasta ahora rige por cuatro años a través de subastas por volúmenes y precios en dólares, que se irían extendiendo por períodos anuales con un horizonte de hasta 20 años. En este caso y en la medida en que se alcance el abastecimiento del mercado doméstico (cuya demanda en los meses de invierno obliga a importar gas natural licuado y combustibles líquidos para generación eléctrica) o el llenado del transporte por gasoductos, se otorgarían permisos de exportación mediante contratos en firme (no interrumpibles), que tendrían a Chile como principal destino. Por ahora, la decisión de licitar el regreso por tres meses del buque regasificador de GNL al puerto de Bahía Blanca permitió un ahorro de US$500 millones en combustibles más caros (gasoil, fueloil y diésel oil). No obstante, la bajante del río Paraná redujo la generación hidroeléctrica y obligó a mayores importaciones, que aumentan el déficit comercial energético, mientras los crecientes subsidios a las tarifas hacen lo propio con el déficit fiscal.

Son las consecuencias de no tener una política energética integral y reemplazarla por leyes aisladas (hidrocarburos, biocombustibles, rebajas indiscriminadas del gas para “zonas frías”), que además hacen sentir cada vez más la ausencia de un plan macroeconómico.

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