Por Raúl Figueroa) El ministro de Hidrocarburos de Chubut, Ezequiel Cufré, describe en esta entrevista con suplemento Desarrollo cuáles son los alcances de la discusión planteada entre las provincias petroleras y el gobierno nacional, para acordar una ley nacional que favorezca la inversión en recursos no convencionales.
¿Qué se busca con este nuevo marco normativo? -Recordemos que ley nacional de Hidrocarburos 17.319 fue sancionada en los años 60, creando una normativa que ha seguido vigente hasta hoy y que se adapta a las técnicas de los recursos convencionales. El no convencional (N.C) introdujo muchas tecnologías diferentes, además de requerir una inversión de hasta 5 veces. Otra característica es que este tipo de recursos se extrae con pozos de baja productividad, pero mucho más sostenida en el tiempo. Eso es lo que obliga a crear una nueva legislación, que venga a propiciar ese tipo de inversión, considerando que se necesitan 6 ó 7 meses para ensayar un pozo… Entonces es necesario trabajar en una legislación que brinde condiciones para este tipo de inversiones y tecnologías. Si el pozo convencional tiene una curva de declino de 8 años, significa que al cabo de ese plazo se recupera la inversión. En los N.C se estiman necesarios 20 años para recuperar inversión y esto es sólo una estimación, porque no hay ningún pozo con esa antigüedad, ya que apenas se lleva 3 años. En Vaca Muerta se habla de un mínimo de inversión de 1.000 millones de dólares en los próximos 5 años y se necesitan 20 años para recuperar la inversión. Si pensamos que la concesión de Loma Campana en Neuquén vence en 2027, es previsible que no se alcanza a recuperar. Para atraer inversiones, se requiere un plazo más amplio, como también unidad de criterio en los Ingresos Brutos provinciales, estabilidad de regalías, etc.
-¿La concesión de El Trébol, donde se confirmó presencia de N.C, también tendría que recibir una nueva prórroga de explotación? -No, porque en la renegociación hemos acordado la prórroga hasta 2027 más la posibilidad de 20 está en el plazo prudente para este tipo de inversiones. En la provincia hemos tenido un sentido estratégico al discutir y aprobar la ley de Hidrocrburos y, en base a ésta, haber acordado la prórroga de la concesión. Hoy la discusión tendría más interlocutores en el medio, porque en este contexto las operadoras van a hacer lobby para lograr objetivos pensados para Vaca Muerta y los N.C. Recordemos que otro de los cambios propuestos en la nueva legislación es adaptar el decreto 929, que está vigente y da beneficios para inversiones mínimas de 1.000 millones de dólares, que en esta nueva norma se reduce hasta 250 millones de dólares, para posibilitar la libre disponibilidad sobre el 20% del recurso extraído. Si estuviéramos discutiendo hoy la ley habría otros elementos, por eso fue muy prudente la negociación en ese momento. Además hemos tomado recaudos frente a instrumentos como el 929, porque cualquier decisión de ese tipo tiene que ser discutida antes con la provincia. Podemos decir que el contrato con YPF está blindado porque vimos que se venía algo nuevo y nos guardamos el derecho a negociar llegar el caso.
-¿Y qué responde a quienes sostienen que en base al conocimiento de que había N.C en Chubut, se podría haber negociado mejor? -No lo escuché pero es interesante el planteo. Si vemos qué pasó en Santa Cruz, ellos negociaron antes que nosotros y aceptaron una reducción del 10 por ciento en regalías para N.C, cosa que nosotros no hemos acordado. En el artículo 4 del contrato dejamos prevista la posibilidad de negociar cuando se abra esa frontera. Una cosa es la exploración y otra la certificación del recurso. Cuando esté certificado veremos, podremos dar facilidades para exploración y desarrollo, pero el contrato no da facilidades de antemano ni las compañías están usufructuando condiciones del contrato para ahora desarrollarlo, es una llave que se guardó la provincia y de hecho en la ley de Hidrocarburos no figuran los N.C. Los No Convencionales no son una carta que se guardó la empresa.
-¿Qué se plantea en cuestión de precios? -Se toma como referencia el decreto 929, que daba herramientas económicas para favorecer la inversión. Se da libre disponibilidad sobre el 20% del petróleo producido, en este caso con inversiones que superen los 250 millones de dólares, por lo que van a poder vender al mercado internacional sin retenciones ese porcentaje de crudo, o si tuvieran que venderlo al mercado interno también recibirían el precio internacional. Y las divisas generadas tienen también libre disponibilidad, algo que las empresas reclamaban para poder liquidar dividendos. Son dos condiciones importantes que va a conceder este nuevo marco normativo a nivel nacional, para posibilitar la atracción de inversiones.
-¿Se pueden acordar regalías más bajas para los N.C? -En el artículo 4to se prevé la posibilidad de una discusión, pero no se ha concedido eso de antemano.
-¿Las provincias petroleras piden regalías más altas? -Entiendo que en este contexto, por los factores ya explicados, ese tema no está dentro de la discusión.
-¿Por qué YPF cuestiona la posibilidad de asociación de las empresas provinciales a los proyectos N.C? -Si miramos Vaca Muerta, es un campo totalmente virgen, sin instalaciones, ni pozos, ni baterías ni oleoductos, es algo totalmente nuevo. Dijimos que estas nuevas modalidades requieren grandes inversiones, con pozos de menor productividad y con más tiempo de recupero. Si a esto le sumamos incertidumbre en impuestos y el 20 por ciento de costo que puede implicar el sistema de acarreo o “carry”, como se denomina la asociación con empresas provinciales sin aportar inversiones de riesgo, le estamos agregando más incertidumbre a la posibilidad de desarrollar esta actividad. Sumemos: retenciones, carry, precio interno, diversidad de ingresos brutos según la provincia… esto es lo que se está discutiendo, las distintas formas de captar renta petrolera y se debe determinar cuál será la forma, pero a partir de eso garantizar una estabilidad, una vez que determinemos las reglas de juego deben quedar fijas. Puede existir una sociedad con la empresa provincial, pero que no implique retirar 20 por ciento, como se ha hecho en Chubut con Petrominera. Hoy un pozo no convencional en Argentina cuesta alrededor de 12 millones de dólares y en Estados Unidos cuesta 2 millones de dólares. Hoy México se está abriendo a nuevas inversiones, se están abriendo también Colombia y Venezuela… debemos tener una mirada internacional si queremos lograr el auto abastecimiento, porque tampoco lo vamos a lograr sólo con las 10 operadoras que concentran hoy la mayor parte de la actividad, sino que se van a necesitar más jugadores. La única forma es atraer capitales que apuesten en inversiones de riesgo, pero debemos crear las condiciones para esa llegada.
-¿Qué estimaciones de inversiones se esperan en la provincia? -En cinco años, o esperamos que en tres, deberíamos tener un proyecto de desarrollo N.C, esa es la meta que nos pusimos con el gobernador. Hasta ahora tenemos un solo pozo exploratorio en toda la formación D-129, no olvidemos que en las renegociaciones hemos acordado compromisos de perforar en esa formación en una proporción importante: estamos enfocados en la exploración y por eso trabajamos con las otras provincias petroleras y el gobierno nacional para acordar una ley que potencie la inversión y dé facilidades en plazos e incentivos. Tenemos la mirada en los N.C porque son los futuros, pero con la tranquilidad de que tenemos todavía 30 años de reservas de convencionales, lo que nos posibilita mientras tanto generar el conocimiento y dimensionar el horizonte profundo. Pensemos que los N.C no dan resultados inmediatos: en Neuquén, después de 5 años, con mucha inversión, se está llegando apenas a los 24.000 barriles diarios. Son proyectos que llevan tiempo, por eso seguimos profundizando en los convencionales, con los que también en nuestra provincia nos encontramos en una excelente etapa.
