Por Sergio Serrichio
La balanza comercial del sector pasaría de un déficit de USD 4.500 millones en 2022 a un superávit estimado en USD 7.500 millones para 2025
El energético es uno de los sectores a los que el Gobierno apuesta para dejar atrás uno de los principales problemas de la economía argentina: la escasez de dólares.
Según G&G Energy Consultants, que encabeza Daniel Gerold, este año el sector aportaría un supéravit comercial de unos USD 3.800 millones y podría casi duplicar ese saldo favorable en 2025, a cerca de USD 7.500 millones.
Se trata de un fortísimo contraste con los casi USD 4.500 millones de déficit de la balanza comercial energética de 2022, e incluso del leve saldo negativo de 2023, cuando según las cifras del informe de “Intercambio Comercial Argentino” del Indec, el rojo de la balanza energética fue de solo USD 46 millones.
Infraestructura para el mundo
Según Roberto Carnicer, del Instituto de Energía de la Universidad Austral, la Argentina va a seguir incrementando las exportaciones de petróleo con las expansiones de los oleoductos de Oldelval y la puesta en marcha del Trasandino, así como de los proyectos de YPF y los oleoductos de Vaca Muerta.
Se trata de dejar de mirarnos para adentro, abrirnos al mundo y buscar la integración dentro de él a través de las exportaciones firmes de largo plazo (Chirillo)
En su presentación ante Comisiones del Congreso, el secretario de Energía, Eduardo Rodríguez Chirillo, dijo que con la Ley Ómnibus el Gobierno busca fomentar la contractualización a largo plazo de los mercados, en cabeza de los agentes de la industria. Se trata, subrayó, “de dejar de mirarnos para adentro, abrirnos al mundo y buscar la integración dentro de él a través de las exportaciones firmes de largo plazo”.
Según Gerold, para lograrlo es “indispensable” aumentar, por caso, las exportaciones de gas a Chile central, “actualmente en un volumen pobre que podría aumentar si se confiara en el cumplimiento de renovación de los Tratados de Protección de inversiones”.
Chile es un gran demandante de gas, que la Argentina es feliz de venderle en verano. En el invierno de 2004 el gobierno de Néstor Kirchner -rompiendo acuerdos bilaterales, dejó sin gas al país sin trasandino, porque escaseaba en el mercado interno, antecedente que afectó seriamente la fiabilidad de la Argentina como proveedor.
Desde el 9 de diciembre 2023 -precisa Gerold- tomando como punto de partida el inicio del gobierno de Milei las exportaciones de gas a Chile promediaron los 8,2 millones de metros cúbicos día, acelerándose a 9,7 millones diarios desde el 29 de ese mes.
El potencial, considerando vecinos como Brasil y Uruguay, es mucho mayor. Y más amplio aún si -de aquí a algunos años- la Argentina hace o atrae las inversiones necesarias para exportar GNL (Gas Natural Licuado), un mercado internacional del que EEUU (uno de los principales exportadores mundiales) decidió momentáneamente replegarse.
El mercado y la Ley Ómnibus
Mucho de lo que pase este año dependerá de los precios internacionales y de cómo reaccionen las empresas, en inversión, producción y exportaciones, a la marcha de la economía y a los cambios normativos que para los hidrocarburos introduce la Ley Ómnibus que el Poder Ejecutivo envió al Congreso, tuvo dictamen de mayoría y podría tratarse el próximo martes en sesión plenaria de la Cámara baja.
Mucho de lo que pase este año dependerá de los precios internacionales y de cómo reaccionen las empresas, en inversión, producción y exportaciones
El texto preservó el núcleo del proyecto e introdujo cambios considerados en general positivos por expertos y empresas, pero hay mucha reserva a la hora de hablar del tema: nadie está seguro de cuál será el resultado cuando los artículos de la parte energética, que abarcan desde la página 165 a 211 del dictamen (un mamotreto dentro de un megamamotreto), se voten “en particular”.
Las provincias hidrocarburíferas, agrupadas en la Organización Federal de Estados Productores de Hidrocarburos (Ofephi) tienen mucho en juego.
Allí pisa fuerte Neuquén, cuyo gobernador, Rolando Figueroa, preside la organización e impuso como secretario general a Alejandro Monteiro, ex ministro de Energía de la provincia.
Sucede que Vaca Muerta, cuya explotación se desarrolló hasta ahora básicamente en esa provincia patagónica, explica el grueso de la producción hidrocarburífera del país, como muestran más abajo sendos gráficos sobre la evolución de la extracción de gas y petróleo, de la que a su vez depende el potencial exportador.
“En general el proyecto está bien, aunque siempre hay cosas por mejorar”, dijeron, off the record, desde una de las principales empresas hidrocarburíferas del país. Un análisis del Instituto de Energía de la Universidad Austral, a cargo de Carnicer, Francisco J. Romano y Luciano Codeseira, detectó 27 cambios a la Ley Federal de Hidrocarburos (17.319).
Más allá de los detalles, el análisis destacó cuatro aspectos básicos:
- Se cambia el objetivo de la política nacional en la materia, reemplazando el autoabastecimiento por la maximización de la renta a partir de la explotación de los recursos, pero condicionada a la satisfacción de las necesidades de hidrocarburos del país;
- Se declara el libre comercio internacional de hidrocarburos sujeto a la reglamentación que dicte el Poder Ejecutivo;
- Se prohíbe al Estado intervenir o fijar los precios de comercialización en el mercado interno; y
- Se incluye al almacenaje y al procesamientodentro de las actividades de la ley, y aparece el concepto de autorización de transporte, respetando el concepto de libre acceso de terceros a la capacidad vacante.
La producción incremental de petróleo será 100% para exportar; a medida que se produzca más, se exportará más.
En síntesis, dice el exhaustivo estudio, “los cambios apuntan a desregular la actividad de exploración y producción, promover exportaciones y fomentar actividades de midstream y downstream”.
“La primera versión hablaba de exportar sin limitaciones ni restricciones, pero ahora hay una mayor atención al mercado interno y se faculta a la Secretaría de Energía a intervenir en ciertas situaciones. De todos modos, como están las cosas, la producción incremental de petróleo será 100% para exportar; a medida que se produzca más, se exportará más, aunque es cierto que las necesidades del mercado interno pueden variar, por ejemplo, según la cosecha y actividad del campo”, apuntaron desde una petrolera en que consideraron que ese tipo de “válvula de escape” está bien, porque no sería lógico aumentar las exportaciones al tiempo que se importa petróleo.
Lejos de los principales mercados
“Hay que tener en cuenta que estamos lejos de los principales mercados; los costos de transporte y logística son importantes y el precio petróleo importado es superior al de exportación, que tiene retenciones. Además, hay una limitación macro: a veces no hay dólares. Está bien tener márgenes de seguridad de abastecimiento interno. No se puede pasar sin escalas de tener que pedir permiso para todo a libertad absoluta para exportar”, reconocieron en una petrolera. Lo cierto, concluyeron, es que cada vez se exportará más.
:quality(85)/cloudfront-us-east-1.images.arcpublishing.com/infobae/UZ5F27CQTFHRLNQB6FIG4JLDWQ.jpg%20420w)
El gráfico permite ver cómo la Cuenca Neuquina, sumando la producción convencional, tight y shale, se hizo preponderante
El proyecto, en su forma actual, mantiene las actividades de explotación, procesamiento, transporte, industrialización y comercialización de hidrocarburos a cargo de empresas estatales, privadas o mixtas, pero agrega el “procesamiento” y el “almacenaje” al listado de actividades.
“El almacenaje subterráneo en reservorios abandonados no estaba incluido en la ley de hidrocarburos y tiene mucho sentido incluirlo en un país que es superavitario (en gas) en verano y deficitario en invierno”, explicó Francisco Romano, director del Instituto de Energía y de la Diplomatura en Derecho de Hidrocarburos de la Universidad Austral y socio del estudio Pagbam (Pérez Alati, Grondona, Benites y Arntsen).
La novedad formaliza un antecedente, la operación “Sur Río Chico” de Compañía General de Combustibles (CGC), del Grupo Eurnekian, en Santa Cruz, que almacena “gas colchón” que llega desde Neuquén. En febrero de 2020 CGC inauguró ese almacenaje subterráneo que puede inyectar unos 1.000 millones de m3 de gas por día en verano y extraer unos 2.000 millones de m3 diarios en invierno.
El dictamen suaviza además la virtual prohibición a la prórroga de concesiones del proyecto de ley original, pero establece como límite una sola prórroga por 10 años
Con la nueva normativa, ese tipo de almacenaje pagará regalías (a la provincia productora) al momento de la venta y facturación. No se trata de una “concesión” sino de una “autorización”. ¿La ventaja? no tiene plazo de vencimiento.
Concesiones y prórrogas
El dictamen mantiene la prohibición de dar prórrogas, salvo casos excepcionales, para lo que se admite una sola prórroga por 10 años por decisión fundada de la autoridad concedente.
La Ley 27.007, dijo Romano a Infobae, priorizaba la inversión, en tanto los cambios propuestos privilegian la recaudación y estimulan una visión más cortoplacista que podría además desvirtuar el concepto de “política nacional” en tanto las provincias apliquen diferentes criterios.
:quality(85)/cloudfront-us-east-1.images.arcpublishing.com/infobae/67FXEKQTPBEVRFXHV7JZ5HXKOA.jpg%20992w)
En gas, el predominio de la producción "no convencional" es aún más marcado que en petróleo, pues incluye la producción "shale" del Golfo San Jorge y la "tight" de la cuenca Austral
Las regalías petroleras son actualmente del 12%, pero el dictamen apunta a que, en la materia, la base de evaluación sea “15 + X” por ciento de regalías. “Equis” puede ser un valor negativo, pero la enunciación podría estimular la angurria recaudatoria de los gobiernos provinciales, en detrimento de una visión de más largo plazo de desarrollo de los recursos hidrocarburíferos.
Además, contó Romano, en la legislación anterior había un Cap o límite al “bono” que la provincia podía pedir para prorrogar la concesión. Ese Cap se derogó.
Las empresas, dijo el experto, quedarían a merced de una “instancia incierta”. En la práctica, dijo Romano, sucederá que en las mejores áreas, como Vaca Muerta, la base de prórroga será realmente “15 más X” por ciento. “Será más costoso para el concesionario y no se prioriza la inversión a largo plazo”, subrayó.
Las empresas celebran el artículo que afirma que permisionarios y concesionarios podrán comercializar libremente el petróleo y gas que extraigan sujeto a la “no objeción” de la Secretaría de Energía
Igualmente, las empresas celebran el artículo que afirma que permisionarios y concesionarios podrán comercializar libremente el petróleo y gas que extraigan sujeto a la “no objeción” de la Secretaría de Energía de la Nación, que en caso de limitar ese derecho deberá hacerlo “fundada en cuestiones técnicas o económicas de seguridad del suministro y conforme la reglamentación”.
Precios “de mercado”
La norma es muy clara en el sentido de que “el Poder Ejecutivo no podrá intervenir o fijar los precios de comercialización en el mercado interno en cualquiera de las etapas de producción”, aunque allí Romano detectó una pequeña sutileza: la letra inicial decía que no podría intervenir el “Poder Ejecutivo Nacional” y en el dictamen desapareció la palabra “Nacional”, dejando la puerta entreabierta a eventuales acciones provinciales.
Con la nueva ley se acaba conceptos como los de “barril criollo” y “precio sostén”
Lo cierto es que con la nueva ley se acaba conceptos como los de “barril criollo” y “precio sostén”.
“El gran beneficio acá es liberar las exportaciones y dejar atrás el desacople con los precios internacionales”, resumió Romano.
Biocombustibles
Un aspecto conflictivo son los cambios a la ley de Biocombustibles En principio, resumió Gerold en su último informe bisemanal sobre “El mercado energético argentino”, el Estado liberará los precios, el corte obligatorio de biodiesel en gasoil pasa del 7,5% al 10% y aumentará gradualmente hasta 15% para 2026, lo cual alineará a la Argentina con Brasil, y para el bioetanol se mantendrá en el 12% para aumentarlo hasta 18% en un plazo de tres años.
Las exportaciones de GNL son una posibilidad de aquí a algunos años. Por ahora, la Argentina seguiría importando GNL en los meses de invierno REUTERS/Issei Kato
“El sendero apunta a llegar al 27 por ciento. Los cupos serán cambiados por un sistema de licitaciones donde ninguna empresa podrá tener una participación mayor al 14% de la demanda interna, mientras que las petroleras podrán participar de la demanda excedente en un corte a partir del 18%”, resumió Gerold, para quien -más allá de los cambios normativos que finalmente resulten- es clave el consenso que tengan.
“Las empresas privadas no invierten en proyectos de largo plazo porque no existe confianza suficiente en el mantenimiento de reglas consensuadas entre diferentes sectores políticos, entre diferentes mandatos, y aun dentro del mismo mandato, como sucedió en la determinante diferencia de Cambiemos cuando dos de los tres socios solicitaron intempestivamente y sin argumentos la renuncia del ex ministro de Energía Juan José Aranguren, detonando una corrida cambiaria. El DNU 70/2023 y este Proyecto de Ley, tendrían efecto insuficiente en restablecer la confianza si no contaran con consenso”, escribió el experto.
Los cupos serán cambiados por un sistema de licitaciones donde ninguna empresa podrá tener una participación mayor al 14% de la demanda interna (Gerold)
Gerold subrayó además la importancia del resultado de las audiencias pública de gas y de energía eléctrica “que indican la velocidad con la que el Gobierno procura avanzar en la reducción de subsidios al gas natural y a la electricidad”.
Fuera de estas modificaciones queda la crucial cuestión acerca de la “disponibilidad de divisas”, materia que dependerá de la evolución de la macroeconomía y de la política cambiaria. Por ahora salir del cepo no es una posibilidad a la vista.
Algo parecido sucede con las retenciones a la exportación, que el gobierno no está dispuesto a resignar porque prioriza su meta de “déficit cero”. Las retenciones, dijo Francisco Romano, “son distorsivas y claramente alteran el acople entre precios locales y precio internacional”.
