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29 junio, 2022
Petróleo y Gas

Hidrocarburos: un decreto con sabor a nada

La nueva normativa del gobierno nacional servirá de poco para incentivar el nivel de actividad en el sector de petróleo y gas natural.

El nuevo régimen especial, creado por el gobierno nacional para permitirles a las petroleras el acceso a la compra de dólares en el mercado oficial y su giro al exterior, dejó un sabor a poco y nada en el sector.
El decreto 277/2022, con el que estableció el Régimen de Acceso a Divisas para la Producción Incremental de Petróleo (RADPIP) y el Régimen de Acceso a Divisas para la Producción Incremental de Gas Natural (RADPIGN), se basó en la necesidad de incentivar la extracción de hidrocarburos en el país para evitar tener que gastarlas en importaciones.
El secretario de Energía, Darío Martínez, incluso, sostuvo en una entrevista con AM550 que esta nueva normativa se trata de un reiterado reclamo que le hacían las empresas al gobierno con el fin de poder sumar nuevos equipos de fractura para utilizarlos en la formación Vaca Muerta. Pese a esto, la medida «no fue bien recibida», sostiene una fuente de una de las principales petroleras que operan en el país.
La escasez de sets de fractura es un cuello de botella en la Argentina en la actualidad, ya que hay ocho en la cuenca Neuquina y las nueve compañías que operan en la zona se los van “prestando” entre ellas a medidas que los van necesitando.
Incluso, algunas de ellas están realizando, en forma experimental, fracturar dos pozos a la vez (un simul fracs), con un 30-40% de incremento en eficiencia, afirma Luciano Fucello, country manager de NCS Multistage, en un intento por sacarles el mayor jugo posible a los pocos equipos que hay disponibles.
“Quedan pocos equipos de perforación con capacidad para perforar en Vaca Muerta. No todos están preparados para perforar 6.300 metros (bombas, presión, setback). Quedaran unos cuatro o cinco para hacerles un upgrade y adaptarlos – explica -. Salvo las compañías de metalmecánica o relacionadas, la mayoría son extranjeras. ¿Con contratos locales en dólares (planchado) y paritarias de 70% y sin posibilidad de girar dividendos, la industria local podrá competir o se flexibilizará para que sea más amigable internacionales para el lado de servicios?
Si bien el decreto busca que las productoras o las empresas de servicios puedan utilizar las divisas que reciban a cambio de incrementar la extracción de hidrocarburos para hacerse de nuevos equipos, difícilmente esto ocurra ya que no hay nadie dispuesto a traer dólares al país para invertirlos a cambio de sacar una porción en el futuro, destacan una fuente de otra de las grandes petroleras y un especialista del mercado que conoce en detalle el funcionamiento de esta industria.
“No van a venir nuevas inversiones en dólares a la Argentina para el sector petrolero por esta medida. Esta normativa es más un gesto hacia la industria que otra cosa. Es similar a permitirle a la gente comprar 200 dólares por mes”, señala el analista.
La fuente de la segunda petrolera también minimiza el alcance de decreto y señala que “el monto que podrá comprar la mayoría de las grandes compañías será prácticamente insignificante en comparación con sus balances”.
No es para menos. Según las estimaciones del especialista, la Argentina podría aumentar la producción de petróleo en un total de 50.000 barriles de por día (bpd) en 2022 (incluyendo a todas las empresas), siguiendo la curva incremental que viene arrastrando el sector desde 2021. De esta forma, se podrían generar unos 18 millones de barriles extras al año.
Si se considera la fórmula que establece el decreto para calcular el precio al que se abonará el crudo (Brent últimos 12 meses-retenciones-ajustes calidad / precio promedio ponderado de exportación últimos 12 meses-retenciones), su valor oscilaría entre los 80 y 90 dólares por barril.
O sea, todas las compañías podrían recibir entre 1.400 y 1.600 millones de dólares por año si incrementara la producción en 50.000 bpd. Esto implica podrían acceder al Mercado Libre de Cambio (MLC) para comprar cerca de 280 millones de dólares en conjunto en un año, lo equivale a unos 28-30 millones cada una.
El alcance del decreto para el sector del gas natural es menor ya que, actualmente, se encuentra saturada la capacidad de transporte del sistema nacional. En el mediano plazo, esto podría beneficiar al proyecto Fénix, en las costas de Tierra del Fuego, que aún debe desarrollarse, y a lo que ocurra con la extracción que se realice en la cuenca Neuquina para llenar el futuro gasoducto Néstor Kirchner.
Sin embargo, para esto último habrá que esperar a que se conozcan los detalles de la nueva ronda del Plan Gas.Ar que planea lanzar la Secretaría de Energía, para lograr ese objetivo. “Los incentivos a la producción de gas dependerán de los precios que se paguen en el nuevo Plan Gas”, sostiene la misma fuente de la petrolera.
“Aunque la señal de la medida es buena, 20-30% de la producción incremental es muy poco para generar confianza / grandes proyectos / inversión extranjera directa nueva. Además, en gas, hasta que no esté el nuevo gasoducto difícilmente puede haber incrementos significativos de la producción”, Daniel Dreizzen, director de Energía de la consultora Ecolatina, en un reporte.
Por eso, el decreto es una especie de “premio consuelo” para las empresas que van a utilizar los pesos que tienen dando vuelta en el país, con los que no saben qué hacer, para volcarlos a perforar más pozos, especialmente en la formación Vaca Muerta.
“Las compañías iban a volcar todos esos pesos que tenían en sus cajas para incrementar la producción de cualquier forma, sin la necesidad de que el gobierno tomara esta medida, por la rentabilidad que tienen los pozos de Vaca Muerta, que son increíbles. No tienen otro lugar mejor donde poner el dinero”, resalta el especialista del sector.
Según calcula, a 60 dólares por barril de crudo, la tasa interna de retorno (TIR) que tiene un pozo petrolero no convencional es del 40-45% y uno convencional, del 25%. En tanto, para uno de gas oscila entre el 25% y el 30%.

Una fórmula conocida
Esta nueva medida hace recordar los exiguos resultados que consiguió el gobierno nacional con el decreto 234/2021, del 6 de abril del año pasado, con el que creó el Régimen de Fomento de Inversión para las Exportaciones, mediante el cual pretendía que las empresas forestales-industriales, mineras, hidrocarburíferas, manufactureros y agroindustriales volvieran a confiar en el país y ayudaran a potenciar las ventas de productos locales al exterior.
Esa normativa establecía que las compañías interesadas en participar debían presentarle a los ministerios de Economía y de Desarrollo Productivo propuestas con un desembolso mínimo de 100 millones de dólares destinado a nuevos proyectos o a la ampliación de los existentes que busquen incrementar la producción para la exportación.
A cambio, podían utilizar hasta el 20% de las divisas obtenidas en las exportaciones para el pago de capital e intereses de pasivos comerciales o financieros con el exterior, de utilidades y dividendos que correspondan a balances cerrados y auditados y a la repatriación de inversiones directas de no residentes.
El monto del que podrán disponer cada compañía no podía superar anualmente el 25% de los fondos que habían ingresado al país como inversión como parte de este nuevo programa. Dados los bajos resultados obtenidos, ahora, el gobierno redobló la apuesta con esta nueva medida.
A pesar de ser una nueva vía de escape legal para el cepo cambiario, que busca traerles alivio a las empresas del sector, el decreto 277/2022 esconde una sorpresa que preocupa al sector y que hace que las petroleras desconfíen de las posibilidades reales de su implementación en el mediano plazo: la falta de dólares.
A diferencia de la 234/2021, esta normativa no crea un derecho adquirido ya que las revisiones sobre el incremento de la producción son trimestrales, por lo que el acceso a los dólares se realizará en cada oportunidad sin importar el monto de inversión que se haya llevado a cabo.
Si bien el decreto establece en sus artículos 9 y 19 que “si el acceso a tales beneficios se encontrase limitado por normativas preexistentes en materia cambiaria establécese que el Banco Central de la República Argentina (BCRA) instrumentará mecanismos idóneos con el fin de facilitar el acceso al MLC para los casos establecidos en el presente título”, esto podría anularse con otra medida presidencial.
Por eso, Dreizzen sostiene que “si por algún motivo, el BCRA no dispusiera de mayores divisas (menores exportaciones totales, mayores importaciones por precios / cantidades), este decreto se suspendería inmediatamente”.
Razones no les faltan para desconfiar. En la actualidad, la entidad monetaria cuenta con reservas netas 600 millones de dólares (incluyendo el oro), según estimaciones de Fernando Baer, economista asociado de la consultora Quantum Finanzas, mientras que para Econviews se ubican en 3.400 millones, pero si se le restase el metal dorado estarían en -400 millones.
Incluso, el BCRA ya les notificó a las empresas que cuentan con vencimientos y amortizaciones de capital de sus bonos internacionales durante 2023 y que se están adelantando para refinanciarlos que no habrá suficientes divisas para todos.
“Nos dijeron que no ahora no hay fondos para que todas las empresas que tienen que refinanciar sus vencimientos puedan obtener los dólares para pagar una parte en efectivo. Algunas empresas se adelantaron y lograron la aprobación”, explican desde una de las compañías que debe abonar sus obligaciones negociables el año próximo.
La entidad monetaria les exige a las compañías que deben postergar el pago del 60% del monto adeudado a cambio de recibir el 40% en efectivo. En 2023, deberán desembolsar un total de 2.307,60 millones de dólares firmas como AySA (500 millones), Arcor (500 millones), Pampa Energía (389,60 millones), IRSA (360 millones), YPF (143,30 millones), Pan American Energy (120 millones) y Cresud (113,20 millones).
Lo más beneficiados por este decreto podrían ser las empresas que se vuelquen al mercado de gas natural, pero no durante los próximos doce meses, ya que la Secretaría de Energía lanzará en un futuro cercano una nueva ronda del Plan Gas.Ar para intentar llenar el gasoducto Néstor Kirchner cuando esté terminado (a lo largo del segundo semestre del año).
Si bien con esto el gobierno apuesta a reemplazar las importaciones de GNL y el fluido que le llega desde Bolivia y evitar un mayor drenaje de divisas del BCRA, aún no queda claro cuál será el nivel reservas con las que finalmente contará la entidad bancaria para ese momento, en un año electoral, donde también tendrán que pagar una parte de los vencimientos de deuda de las empresas, más las amortizaciones de las otras obligaciones que fueron postergados en los años anteriores y el desembolso de la primera cuota de capital de los bonos soberanos.

La nueva normativa
Si bien aún quedan por conocerse los detalles de la reglamentación del decreto 277/2022 (están listos en los próximos 30 días), para saber cómo se implementará, gran parte de la operatoria se regirá por el texto que se conoció el sábado.
La nueva normativa creó el RADPIP y el RADPIGN por medio de los cuales las empresas que deseen participar de este beneficio deberán obtener producción incremental y cumplir con el régimen de Promoción del Empleo, del Trabajo y del Desarrollo de Proveedores Regionales y Nacionales de la Industria Hidrocarburífera.
Para esto, estableció como línea base la extracción total de petróleo y gas acumulada en 2021 (calculada trimestralmente), que incluye todas las áreas concesionadas en la que cada compañía es la titular. En tanto, para aquellas que cuenten con crudo con densidad American Petroleum Institute (API) inferior a 30 grados, se aplicará un factor de reducción del 10% a todo su volumen.
El gobierno considerará como Volumen de Producción Incremental Beneficiado (VPIB) para el crudo al 20% adicional generado de manera trimestral que haya obtenido cada empresa respecto de este nivel inicial y del 30% para el gas natural.
Esto se incrementará en puntos porcentuales equivalentes a una quinta parte de la participación en la Cobertura del Mercado Interno de Petróleo Crudo (CMIPC), en hasta 5% para quienes hayan podido contrarrestar el declino técnico ajustado de sus cuencas, áreas o regiones con explotación convencional en los últimos doce meses.
A su vez, se le adicionarán hasta 2% cuando obtengan producción incremental de petróleo a partir de pozos de baja productividad o previamente inactivos o cerrados, en asociación con terceros recuperadores.
También, se sumarán hasta 2% cuando las compañías utilicen hasta un 10% de servicios de fractura de empresas regionales o nacionales y hasta 2% cuando incrementen su inversión en exploración y explotación en áreas marginales o localizadas en regiones o cuencas convencionales exclusiva en proceso de declinación o inicien un nuevo proceso de inversión de esas características no menor a 5 millones de dólares.
Las compañías tendrán el derecho al acceso al MLC por un monto equivalente a su volumen de producción incremental beneficiado (VPIB) y/o su volumen de inyección incremental beneficiado (VIIB), sobre la base de la cotización promedio de los últimos doce meses del “ice Brent primera línea”, a la que habrá que restarles las retenciones y las primas o descuentos por calidad.
Estos dólares podrán ser utilizados para el pago de capital e intereses de pasivos comerciales o financieros con el exterior. Esto incluye pasivos con empresas vinculadas no residentes, utilidades y dividendos y repatriación de inversiones directas de no residentes.
A su vez, este derecho podrá transferirse total o parcialmente a proveedores directos de la empresa beneficiaria para ser destinados a los mismos fines disponibles para la operadora. De esta forma, buscan incentivar la llegada de nuevos equipos de perforación al país.
Con esta medida, el gobierno nacional intenta incrementar la escala de producción y utilizar la nueva capacidad de transporte que generará el Gasoducto Néstor Kirchner cuando esté terminado (no antes de mediados del año próximo) y las obras de infraestructura privadas.
A su vez, busca resolver los limitantes y cuellos de botella del sector garantizando nuevas normas cambiarias para permitir un incremento de la inversión extranjera directa en el sector, impulsando un mayor valor agregado nacional en la producción hidrocarburífera y promoviendo un crecimiento federal de la inversión sectorial.
La Secretaría de Energía de la Nación estima que la producción de petróleo se incrementará el 71,20% y la de gas natural el 30% hasta 2026 gracias a esta medida y las obras de infraestructura de transporte que planea llevar adelante.
Esto le permitirá recibir hasta 18.000 millones de dólares anuales provenientes de las mayores exportaciones y reducir hasta el 40% los subsidios a la energía eléctrica gracias al Plan Transport.Ar.

Por Hernán Dobry

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