El gobierno está frente a un dilema central sobre el que se canalizará buena parte de la eficacia del proyecto de de Ley de promoción con el que el Ejecutivo apunta a relanzar las inversiones en el sector hidrocarburífero. La Casa Rosada debe decidir cuán ambicioso quiere ser —y cuántos riesgos correr— a la hora de ofrecer incentivos a la producción de petróleo y gas, en particular del primero.

En concreto, lo que debe definir la administración de Alberto Fernández es cómo funcionará el mecanismo de estímulo a la producción de crudo, que básicamente estará sustentado sobre el beneficio de garantizarle a las empresas un acceso al mercado de exportación, aunque no la percepción de un precio de paridad de exportación.

La consistencia de ese esquema que premiará a las petroleras que coloquen una producción incremental en el mercado depende de un punto clave: ¿cómo se ponderá en ese sistema de incentivos el esfuerzo que deben realizar los grandes productores —que aportan la mayor parte de la oferta— para evitar la declinación natural de sus yacimientos?

Sobre este punto, el proyecto de Ley al que accedió EconoJournal es claro en cuanto a los incentivos que se ofrecen para empresas que cuentan con una producción pequeña o mediana y, por ende, un gran potencial de crecimiento. En esa lista figuran productoras con potencial en Vaca Muerta como Shell, Equinor y ExxonMobil, entre otras. ¿Pero cómo juega ese esquema para grandes jugadores ya consolidados como YPF o Pan American Energy (PAE)? En ese caso, el análisis es más difuso, aunque la mayoría de los especialistas y representantes privados consultados coincidieron en señalar que, tal como está redactado en la versión publicada, el proyecto no redunda en un instrumento de promoción que por sí sólo pueda tracciones un mayor nivel de inversiones de este tipo de compañías.

¿Es posible que la Ley no incluya un premio tangible para los grandes productores?

Una fuente de YPF advirtió que el texto publicado la semana pasada no es la versión definitiva del proyecto en el que trabaja el gobierno. Y adelantó que “es probable que haya cambios en la forma que se define la producción base de cada empresa”. Pese a eso, lo cierto es el texto que se conoce hasta ahora garantiza a las petroleras la posibilidad de exportar el 20% de su producción incremental y ese porcentaje puede crecer al 30% si la producción adicional agregada del conjunto de los operadores supera el 50%. ¿Por qué ese sistema no favorece, a priori, a un gran jugador del mercado como YPF?

Las petroleras que vienen produciendo grandes cantidades de crudo —como la empresa bajo control estatal, que explica un 47% la oferta total del país— tienen que invertir todos los años una suma significativa de recursos solo para evitar la declinación de esa producción. Por lo tanto, no les es tan sencillo alcanzar una producción incremental.

En esa clave, el proyecto de Ley contempla en su artículo 13 prevé que las autorizaciones de exportación garantizadas (AEG) se incrementarán en hasta 10 puntos porcentuales de la producción incremental para aquellas productoras que el año anterior hayan podido contrarrestar la declinación técnica ajustada de su producción proveniente de cuencas con explotación convencional. Es un artículo pensado para YPF, pero que además hace sentido para otros grandes productores de campos convencionales como lo del Golfo San Jorge. En esa lista figuran PAE, Capsa-Capex, que integra el top five de mayores productores, y también los yacimientos de la empresa china Sinopec, que acaban de ser adquiridos por CGC, brazo petrolero de Corporación América. Esa operación, que contó con la intermediación de Lazard Capital, va camino a convertirse en uno de los principales deal de la industria petrolera local de los últimos años años.

Pero, ¿alcanza ese premio para que las empresas eviten el declino y amplían su producción?

El artículo 13 aclara que “la magnitud específica de este factor de expansión de las AEG se establecerá en la reglamentación de la presente ley, debiendo definirse para cada beneficiario en forma proporcional al porcentaje de reversión del declino técnico ajustado de su producción de petróleo crudo convencional”.

Por ejemplo, YPF produjo el año pasado 206.800 barriles de petróleo diarios. Si este año produjera un 10% más llegaría a 227.480 barriles de petróleo diarios y se supone que podría exportar libremente el 20% de los 20.680 barriles adicionales. Es decir, 4136 barriles diarios. Sin embargo, a ese número le debería sumar otro 10% por el esfuerzo adicional que realizó para revertir la declinación natural de sus campos maduros. Por lo tanto, podría exportar libremente 6200 barriles diarios.

No obstante, la base para el cálculo no se actualiza por declino. Es decir, a medida que pasa el tiempo la base sobre la que se calcula cuánto crudo puede exportar cada empresa no baja o varía con respecto a la del año anterior. Es una definición neurálgica. ¿Por qué el proyecto que se conoce avanza en esa decisión? ¿Por qué no se optó por actualizar esa curva si de ese modo se beneficiaba a YPF?

El problema es que, si la base se actualizara año a año pero la producción de crudo total no aumenta, con el paso del tiempo muchas empresas podrían reclamar un cupo creciente de exportaciones liberadas solo por el hecho de cubrir la declinación. En ese caso, si la base se indexara por declinación, el Ejecutivo podría comprarse un problema auto-generado, dado que se materializaría una tensión entre el derecho de las empresas para poder exportar en firme un porcentaje de su producción y la necesidad del Estado de garantizar el abastecimiento del mercado interno.

Regulación

La ley de Hidrocarburos 17.319 prioriza en su artículo 6 el abastecimiento del consumo interno y la resolución 241/17 le otorga amplia capacidad de bloqueo a las refinadoras para frenar las ventas al exterior de crudo.

Para avanzar sobre una actualización por declino de la base de cálculo de futuras exportaciones, el gobierno debería estar convencido de que la nueva ley generará un crecimiento significativo de la producción, algo, a priori, difícil de pronosticar en las condiciones actuales. Máxime cuando el proyecto de ley no fue negociado con las empresas.

La entrada Cómo premiar a las petroleras que eviten el declino de la oferta de crudo, un capítulo irresuelto de la nueva ley de Hidrocarburos se publicó primero en EconoJournal.

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