Montamat: «Las operadoras se quedan con sólo 8 % de la renta petrolera»

El doctor Daniel Montamat[i], sostiene que hoy la renta petrolera queda mayoritariamente en manos de los consumidores de productos del sector, mientras que el Estado es el segundo captador de esos ingresos. Las operadoras, según ese análisis, se quedan con sólo un 8 por ciento. Para ampliar el debate, Desarrollo entrevistó al prestigioso analista, quien advierte que la participación de las operadoras ha caído fuertemente en la última década. La consecuencia no es una menor ganancia, sino la desinversión exploratoria y caída de reservas y producción para el país.

_¿En qué se basa su afirmación?
_Primero, en cálculos técnicos. Mucha gente habla de la renta petrolera y no entiende el concepto técnico, ni sabe cómo calcularla. Nosotros hicimos esfuerzos para establecer la renta petrolera argentina, tanto en petróleo como en gas, aguas arriba, es decir en el “upstream”, entre los años 2002 y 2010.
_¿Cómo define el concepto de renta petrolera?
_Es un concepto técnico económico que se define entre la diferencia de precio al cual uno puede ubicar el petróleo y el gas en las oportunidades de negocio que ofrece el mundo, y los costos para explotar y desarrollarlos en el contexto geológico argentino. Eso quiere decir que la renta petrolera que da un yacimiento en Arabia Saudita es muy distinta a la que se da en Argentina: los dos se rigen por el precio internacional, pero los costos de Arabia son mucho más bajos.
_Y además en Argentina no rige la referencia plena del precio internacional?
_Precisamente, nosotros hemos establecido la renta tomando como referencia el precio internacional, que no es el que sigue el país: por eso en la Argentina hay participación del consumidor en la renta, porque al tener precios más bajos usted da parte de esa renta al consumidor y para establecer los precios del gas natural tomamos los precios de de exportación del gas hasta que el país empezó a importar desde Bolivia; y luego tomamos los precios de Bolivia; aquí fuimos conservadores, porque no hemos tomado los precios del gas que llega por barco, que es aun superior. Luego, cómo calculamos los costos: estos son costos marginales de largo plazo y son difíciles de aproximar. Nosotros hemos aproximado el costo marginal con costos medios totales por barril de petróleo equivalente, tomando datos de algunas empresas que publican en bolsa. De la diferencia entre precios y los costos así tomados, sale entonces la Renta del petróleo y el gas.

_Cómo se distribuye?
_Hay una parte que va al Estado nacional y las provincias. Para eso debemos tener en cuenta impuesto a las ganancias, regalías, ingresos brutos y retenciones, todo lo cual pagan las empresas. Luego establecemos la renta que tienen los consumidores, en función de la diferencia entre precios de referencia internacional y los que rigen en Argentina, que son menores por retenciones (en el caso del petróleo) o por control directo (gas natural). Una vez que tiene la renta de las empresas y de los consumidores, por diferencia surge la que fue a las corporaciones, que se puede obtener también por aproximaciones a través de los impuestos a las ganancias que han pagado.

La evolución de la renta en la última década

Según el trabajo de Montamat, en el período 2002-2004 la renta promedio de petróleo y gas natural fue de 6.173 millones de dólares. Para 2005-2007, la renta promedio año fue de 12.798 millones y para 2008-2010 fue de 18.678 millones. El aumento se debió al mayor precio del crudo: 32,9 dólares en el primer trienio; 64,8 en el segundo; 80,4 dólares por barril en 2008-2010.
Una vez establecida la renta total, se consideró cuál fue el reparto por sectores. En el primer período (2002-2004) el consumidor recibió el 34% de la renta; el gobierno provincial y nacional, 35% y las empresas un 30%. En 2005-2007, el consumidor saltó al 50% de apropiación, 31% el gobierno y 19% las empresas. En 2008-2010, el consumidor se apropió del 67%, los gobiernos el 25% y un 8% las operadoras.

_Aun con sólo un 8%, las operadoras tienen alta rentabilidad y así lo reflejan los balances.
_Sí, pero hay que tener cuidado con los balances porque no se permite el ajuste por inflación en Argentina, entonces hay utilidades que no son tales, pero esto es una cuestión técnica. No obstante, yo admito el tema de que los balances siguen siendo superavitarios. Pero mi planteo no es si tienen o no utilidades, sino por qué se ha invertido tan poco en exploración en esta década. Entonces la conclusión que saco es que se invierte tan poco en exploración, porque con este sistema de reparto de renta, a las empresas se las incentiva a sobre explotar lo que está en producción, para seguir extrayendo la renta que queda en eso y hacer mínima exploración para reponer reservas en nuevos yacimientos, porque no es interesante el reparto de renta que se le ofrece si el descubrimiento. No es interesante la renta sobre todo comparada con las ofertas de la región, como en Brasil, Perú o Colombia.
_Los programas Petróleo Plus o Gas Plus, que ofrecen precios mayores para nuevos volúmenes de hidrocarburos, ¿no han sido incentivo suficiente para aumentar la exploración?
_Los resultados están a la vista. La exploración de la última década fue de 40 pozos promedio por año, contra más de 90 en la anterior y más de 100 en los 80. En el año 2010 se hicieron sólo 25 pozos exploratorios; los programas Plus no han logrado revertir la caída de reservas y producción. Tienen un vicio de nacimiento, porque a la oferta incremental permiten negociarla a un precio libre, pero se exige seguir sirviendo la demanda histórica, que viene creciendo, cuando la producción histórica sigue cayendo. 

_Para revertirlo, ¿hay que reequilibrar la distribución de la renta, para que la exploración tenga un premio adecuado?
_Un tema es ése, tomando en cuenta los modelos regionales. Estos dicen que a mayor riesgo exploratorio la renta debe ser mayor. Por ejemplo es necesario un plan diferencial para explorar el mar argentino. ENARSA ha hecho mínimas asociaciones en las áreas que monopolizan el mar continental, no sólo por su inercia, sino porque ofrece condiciones de reparto de renta muy baja respecto a lo que es la oferta de renta en el mar de Brasil, o en el offshore de Perú. El tema de re equilibrar la oferta de renta, que implica acomodar señales de precio sobre todo en el gas natural (no puede ser que paguemos a Bolivia 7,88 dólares por Millón de BTU y a la producción doméstica le demos 2,70 por MBTU); el otro tema es dar certidumbre de largo plazo, porque estas condiciones se fueron modificando permanentemente. Recordemos que las retenciones empezaron en el 20 por ciento, luego fuimos a las móviles y nos anticipamos al problema agropecuario, porque tenemos precio máximo para petróleo, que hoy no se respeta. Porque si tomamos el precio de retención daría un barril de 42 dólares, sin embargo el barril tiene un precio “administrado” de 55 dólares. Entonces, otro elemento que se necesita es certidumbre de reglas. Por último, fijar estrategias de largo plazo, para reponer reservas, en lugar de seguir poniendo muchas bombillas en el mismo mate.

Petróleo y gas no convencional: todavía lejos

Montamat asegura que  tampoco puede esperarse solución inmediata en los recursos no convencionales.
_No es cierto que el cambio de tendencia esté a la vuelta de la esquina, porque para probar reservas se necesita una gran cantidad de perforación y fracturas, con lo cual no es cierto lo que se pretende instalar. Tiene un alto costo de extracción, que mucho menos cierra con estas reglas, si se tiene la amenaza de que el gas no convencional va a servir la demanda vieja de gas, por razones políticas y porque no se pueden quedar sin gas los consumidores de capital y gran Buenos Aires.
_¿Qué análisis hace de la convocatoria de las provincias a explorar áreas marginales?
_Yo he sido proactivo de que se transfiera a las provincias áreas exploratorias que estaban ociosas y el Estado nacional no hacía nada; y las provincias se han movido, incluso algunas sin estructuras técnicas adecuadas. Lo que yo cuestiono es que en muchas ha habido amiguismo y el caso paradigmático es Santa Cruz: ahí hubo entregas de áreas en las que se descalificó a empresas internacionales para recalificar a empresas locales. No tengo problema en que se habiliten nuevos actores para el desarrollo de esas áreas, que tal vez no son tan interesantes y una pyme termina ocupándose mejor que una gran empresa, pero el criterio debería ser demostrar idoneidad y solvencia técnico económica. Muchas áreas han caído en manos de empresas amigos, con vocación de intermediar y sentarse en el área a esperar a que venga algún otro interesado, cuando cambien las reglas, a ver cuánto ofrecen.


[i] Fue presidente de YPF y secretario de Energía de la Nación; actual titular de la consultora Montamat&Asociados.

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