Los gobernadores de las 10 provincias petroleras se reunieron en Buenos Aires entre jueves y viernes de la semana pasada con el ministro de Planificación, Julio De Vido, para interiorizarse de la jugada que impulsa la Casa Rosada para aggiornar el marco regulatorio del sector hidrocarburífero a los tiempos de los yacimientos no convencionales.
Fueron encuentros por separado en los que el funcionario -el encargado de negociar con los mandatarios provinciales el avance de la iniciativa- explicó el alcance del acuerdo federal que promueve el Ejecutivo con el objetivo de ordenar el andamiaje legislativo de la industria y vehiculizar las inversiones que demanda la explotación comercial de Vaca Muerta, la formación de roca generadora de la cuenca Neuquina que es sindicada en la industria como un megareservorio de gas de esquisto (shale gas) y petróleo de arcillas (shale oil).
La intención es suscribir ese documento la próxima semana, tras la reunión que la presidenta Cristina Kirchner mantendrá el próximo lunes 9 con los gobernadores. Si bien la iniciativa será presentada como una herramienta para incentivar la llegada de los ingentes desembolsos, en la práctica también apunta a neutralizar la avanzada de las empresas provinciales sobre la renta hidrocarburífera.
Creadas en su gran mayoría en la última década, las petroleras provinciales -Gas & Petróleo (Neuquén), Petrominera (Chubut), Emesa (Mendoza) y Edhipsa (Río Negro)- licitaron una buena cantidad de áreas hidrocarburíferas bajo el paraguas de un paraguas de un modelo de acarreo (carry) que les permitió garantizar para sí una participación accionaria de esos campos sin desembolsar dinero durante la etapa de exploración. Por lo general, la participación en los bloques oscila entre un 5 y un 15 por ciento.
Gas & Petróleo, la firma creada en 2007 por el gobernador Jorge Sapag, apeló a ese tipo de estrategia para licitar áreas con potencial no convencional. Fue la manera que encontró la administración neuquina de garantizar su captación en la renta a futuro de ese tipo de campos. Sin embargo, desde la óptica de YPF, la estrategia no hizo más que dificultar la ingeniería financiera de esos proyectos, por lo que apunta a ponerle un coto.
Julio De Vido se lo transmitió a un funcionario patagónico en estos términos: “No vamos a permitir la creación de ninguna petrolera provincial más”, advirtió. Miguel Galuccio, CEO de la petrolera de bandera, señaló hace dos semanas, en conferencia de prensa, que el acarreo en favor de las firmas provinciales termina conformando un sistema impositivo regresivo que desalienta la inversión. Y llamó a dar la discusión en el espectro político.
De hecho, según pudo saber El Inversor Online, en la torre de Puerto Madero existe preocupación por la erosión de la Tasa Interna de Retorno (TIR) del proyecto que se está negociando con la malaya Petronas en el área Amarga Chica como resultado del acarreo del 10% que posee Gas & Petróleo.
“Cuando estimamos la TIR en un modelo de simulación para proyectos no convencionales, la rentabilidad puede decaer entre un 30% y un 40% por el acarreo a favor de las petroleras provinciales”, afirmaron allegados a YPF.
El desarrollo del shale exige la inversión de capital intensivo en los primeros años de actividad. Por ejemplo, YPF y Chevron llevan invertidos US$ 2840 millones en el desarrollo de shale oil en Loma Campana y aún así, todavía no lograron declarar la comercialidad del play (permanece en instancia exploratoria). Es más, en el primer semestre parece haberse frenado el incremento de la producción de petróleo no convencional a pesar de que se perforaron 43 nuevos pozos en el yacimiento.
“Si en el área tuviéramos la participación de G&P, la rentabilidad del proyecto se vería todavía más comprometida”, alegaron allegados a YPF. Desde Neuquén, en cambio, responden que petroleras de calibre internacional con mucha experiencia en el desarrollo de campos shale, como ExxonMobil, Shell y EOG Resources, aceptaron la participación –bajo el formato de carry- de G&P, por lo que en realidad no existe una limitante ligada a la rentabilidad de los proyectos. Frente a ese contexto, el Gobierno impulsa la firma de un acuerdo federal con las provincias que opere, en rigor, como una ley complementaria de la Ley 17.319 (de Hidrocarburos) y de Ley Corta (26.197). Para eso deberá ser ratificada por el Congreso de la Nación.
El borrador, que ya circula entre los gobernadores y en principio tendría el visto bueno de la UCR, consta de cinco puntos principales.
1) Plazos para la explotación de los yacimientos convencionales. Las empresas plantean que para poder repagar este tipo de desarrollos precisan plazos de concesión de 35 años o más.
2) Regalías. Se establecerá que las regalías no podrán superar el 12%, tal como fija la establece la Ley de Hidrocarburos.
3) Adjudicación de áreas por licitaciones competitivas. En los hechos, se apuntará a restringir el modelo de acarreo aplicado por varias provincias. Se establecerá un modelo de pliego de licitación que podría ser revisado por la Secretaría de Energía de la Nación.
4) Programas fiscales y tributarios homogéneos y estables. Por caso, se buscará fijar un parámetro común para el Impuesto a los Ingresos Brutos, que en la actualidad tiene alícuotas diferentes en cada distrito.
Estándares mínimos en materia medioambiental. Se apunta a avanzar en el diseño de un marco que regule y garantice el cuidado del entorno para lograr una explotación sustentable de los campos no convencionales.
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