Por Raúl Figueroa) En un contexto en el que se han hecho comunes las importaciones de gas y crece en forma sostenida la compra externa de petróleo para elaborar combustibles, la nueva ley de Hidrocarburos –acordada por la OFEPHI y el gobierno nacional y que será debatida desde el 30 de este mes en el Congreso de la Nación- se propone generar bases para atraer nuevas inversiones en todos los yacimientos del país.
Algunos indicadores de la economía nacional reflejan con claridad las consecuencias de no contar con abastecimiento energético. Las importaciones de este insumo superan los 12.000 millones de dólares anuales, mientras que los subsidios asignados por el Estado nacional para sostener ese desbalance superaron largamente los 80.000 millones de pesos. A su vez, la compra de energía es uno de los factores que explica el tope al dólar oficial, lo que a su vez incide negativamente en otros sectores de la economía, que son los que venden su producción al mundo, tales como las economías regionales vinculadas al campo. En ese marco, la nueva ley es presentada como un elemento indispensable para atraer las inversiones necesarias, particularmente para explotar recursos No Convencionales y aquellos volúmenes de petróleo y gas que pueden encontrarse en el mar. “El acuerdo busca crear un nuevo marco legal, que contemple las nuevas tecnologías para este tipo de recursos, lo que exige fuertes inversiones –explica el ministro de Hidrocarburos, Ezequiel Cufré-; es una apuesta a largo plazo, donde la primera etapa requiere muchas inversiones”.
Incentivos a través de mejores precios
Uno de los principales aspectos de la nueva norma busca incentivar la inversión a través de un mayor precio a una parte de la producción. En el caso de los recursos No Convencionales, la libre disponibilidad regirá hasta un tope de 20%. Es decir, 2 de cada 10 barriles extraídos podrán liquidarse a precio internacional, sin tomar en cuenta los topes que rigen para el mercado interno. Ese beneficio se hace más amplio para proyectos offshore, es decir para sacar petróleo o gas en el mar. En ese marco, la libre disponibilidad (es decir el precio internacional y la posibilidad de liquidar divisas en el país de origen de las operadoras) se amplía al 60%. En Comodoro Rivadavia, uno de los proyectos que tendría impacto inmediato es el que impulsa YPF en Restinga Alí, con el que se prepara para avanzar en una nueva fase exploratoria que, de aportar los resultados esperados, significará un fuerte impulso a la extracción de hidrocarburos en la zona costera, pudiéndose enmarcar en el beneficio arriba descripto: 6 de cada 10 barriles podrían comercializarse a precios internacionales (en la actualidad el barril de crudo supera los 91 dólares, frente a los 77 dólares que rigen para el crudo Escalante. Y en el caso del gas, la brecha es mayor, ya que la banda de usuarios residenciales tiene un precio del orden de los 2 dólares por unidad –Millón de BTU-, la industria paga 5 y los proyectos que generan nuevos volúmenes pueden alcanzar los 8 dólares, pero a Bolivia se le paga 11 dólares por unidad y cuando el gas llega licuado, el costo llega hasta los 18 dólares por MBTU). “Por nuestra mirada hacia el mar hemos viabilizado y puesto un atractivo muy importante en el offshore, lo que nos permitiría solicitar inversiones de gran escala”, plantea Cufré, en tanto éste fue uno de los temas especialmente impulsados por la provincia de Chubut, teniendo en cuenta la amplia línea costera y los indicios de que en el mar pueda haber nuevos desarrollos. De cualquier modo, en el proyecto de referencia hay una condición que no se cumple, pero que podría ser objeto de modificación durante el tratamiento legislativo. En efecto, la condición para acceder al beneficio es que los pozos se realicen en un área con pelo de agua (distancia entre la superficie y el suelo marítimo) superior a los 90 metros, algo que en este caso no se daría, ya que incluso los pozos serán perforados desde la costa y dirigidos hacia el área marítima cercana. Igualmente, para calificar los proyectos deben superar los 250 millones de dólares. Otro caso de aplicación del nuevo marco legal podría darse si avanza la explotación de No Convencionales en El Trébol. Todavía en etapa de estudio de resultados con el primer pozo exploratorio, de confirmarse los indicadores positivos la operadora podría solicitar una concesión adicional para un eventual plan de desarrollo.
El bono de prórroga toma el 2% del valor de cada barril en reserva
Durante la discusión OFEPHI-Nación hubo principalmente 4 temas de discrepancia. Uno se vinculaba al tope para las regalías, lo que hubiera desactivado en el futuro la aplicación de la ley de Hidrocarburos de Chubut, que estableció la posibilidad de aportes adicionales de entre 3 y 4 puntos porcentuales. Esto se saldó con el acuerdo en la norma para que en caso de una primera prórroga de 10 años de concesión, la provincia productora pueda recibir 3 puntos adicionales. Y ante una segunda extensión, por otros 10 años, 3 puntos más, con un tope de hasta 18% de regalías. Es decir, la ley nacional incluso amplió lo previsto por la ley provincial, que tenía un tope de hasta 4 puntos, mientras que en el futuro ese límite podrá ampliarse hasta 6. Otro aspecto en disputa era la posibilidad de fijar el canon de prórroga, que finalmente fue acordado en torno a la expectativa que planteaban las provincias. Así, se establece una fórmula por la que, al momento de acordarse una prórroga, se fija un bono equivalente al 2% del precio de cada barril existente en Reservas (queda por discutir si se considera a las Probadas, Probables y Posibles). En ese plano, en la exposición ante legisladores nacionales, sindicatos e intendentes hubo algunos ejemplos para graficar en números: a valores de hoy resultaría que cada barril tiene un valor de 1,5 dólar, lo que multiplicado por una reserva de 70 millones de barriles (según el promedio de algunas áreas) implicaría más de 100 millones de dólares.
Un solo pliego para licitar, con adjudicación a cargo de las provincias
Uno de los principales focos de discusión fue la facultad para adjudicar las áreas petroleras. Finalmente se acordó que habrá un pliego licitatorio único en todo el país, que servirá como modelo para todas las concesiones, pero el poder de adjudicación seguirá concentrado en las provincias productoras, tal como previó la ley corta 26.197. De este modo, las 10 provincias convocarán a explotar sus áreas bajo las mismas condiciones, con variaciones en la calidad del yacimiento, pero partiendo de condiciones de uniformidad, para lo cual también se acordó unificar alícuotas de Ingresos Brutos e Impuesto a los Sellos.
Reducción de regalías para crudos pesados
Otro aspecto que tuvo fuerte discusiones fue el de la posibilidad de conceder bajas en las regalías para la extracción de crudos pesados. Esta posibilidad está contemplada en la actual ley nacional de Hidrocarburos, 17.319, pero estuvo en disputa si Nación podría resolver por sí esa baja, para atraer inversiones, o si serían las provincias las que se sentarían a la mesa para acordar ese beneficio adicional. Finalmente primó esta última tesitura, que rige para un tipo de petróleo extra pesado, de hasta 12 grados API (el promedio en la cuenca es de 24º, pero hay algunas áreas que pueden presentar aquel fluido). En ese caso, las operadoras podrían optar por solicitar el beneficio, pero la provincia tendrá facultades para resolver si lo concede y en qué proporción. El ingeniero Carlos Lambré –secretario de la OFEPHI y representante del municipio ante Petrominera- planteó un cuestionamiento en ese aspecto puntual, por entender que se abre una puerta a un reclamo que hoy no está vigente. No obstante, desde la industria se valoró esa posibilidad, aun reconociendo cuando YPF extrae ese tipo de crudo en la zona denominada “El Alba”, en Manantiales Behr. “Es mejor el 8 por ciento de algo, que el 100 por ciento de nada”, dicen referentes del sector, poniendo límite a la polémica al asegurar que la incidencia de ese tipo de crudos, en la explotación actual, es muy baja. Y si se diera en mayor proporción en los recursos por explorar, se discutirá técnicamente la viabilidad de su explotación y cuánto reditúa, aun con la aplicación de esa eventual reducción de regalías. Otro cuestionamiento planteado por Lambré, desde una visión técnica pero estrictamente personal, es si será suficiente el incentivo de precios a una parte de la producción, en lugar de extender el rango de beneficio a una mayor porción de la misma, aun con un tope.
Demanda de mano de obra
Desde el Sindicato Petrolero Chubut, su titular Jorge Ávila ha valorado la iniciativa, augurando que la mayor explotación generará nuevas fuentes de trabajo. En ese plano, el ministro Cufré aporta otro elemento a tener en cuenta: “Hoy en la industria faltan oficios, porque no ha parado de crecer y falta personal, necesitamos formar en determinados oficios. El principal reclamo de los gremios es capacitación en oficios, tanto desde Uocra como Petroleros de base y Jerárquicos”.
Supresión del “carry” y reservas de áreas
En la negociación también hubo aspectos que se saldaron a favor de la posición de las operadoras, particularmente a partir de la eliminación del sistema de “carry” o acarreo, que era especialmente aplicado por la provincia de Neuquén. Por ese sistema, la empresa estatal de esa provincia podría asociarse hasta en un 20% en proyectos de explotación de sus áreas, sin riesgo en la inversión inicial, haciendo valer la potestad sobre el recurso. En los momentos más duros de la discusión, las provincias y sus legisladores nacionales habían defendido esa modalidad, pero finalmente fue dejada de lado. También se eliminó la posibilidad que tenían las provincias de establecer reservas de áreas, con el objetivo de garantizar la competencia en base a la mayor oferta de inversión. Otras medidas se vinculan con la disponibilidad de importación de equipos; los plazos diferenciados para concesiones off shore (30 años) y No Convencionales (35 años); y la posibilidad de concesionarios actuales para solicitar una concesión no convencional.
