El presidente de YPF, Pablo González, adelantó el viernes que el proyecto de ley de Hidrocarburos “está listo” y que incluso podría ingresarse formalmente en el Congreso el viernes de esta semana. La iniciativa fue delineada solo por el ministro de Economía, Martín Guzmán, la conducción de YPF y lateralmente el secretario de Energía, Darío Martínez. A diferencia de lo ocurrido en 2014, cuando se discutió con empresas y gobernadores la Ley 27.007 que creó la figura de la concesión no convencional de hidrocarburos para empujar el desarrollo de Vaca Muerta, en esta ocasión se optó por un mayor hermetismo y aspectos clave del proyecto aún no están del todo definidos.

Ni los gobernadores que integran la Ofephi, la organización de provincias petroleras, ni las grandes petroleras locales —como Pan American Energy (PAE), Tecpetrol, del grupo Techint, Pluspetrol o CGC, de Corporación América— tuvieron acceso al texto específico que se discute puertas adentro del gobierno. Sí existió una primera ronda de contacto con las empresas en las que el viceministro de Economía Fernando Morra y el director de YPF Demian Pañigo presentaron los ejes centrales y los objetivos de la ley, pero fue un intercambio general que no ahondó en detalles.

Cuando se discutió la Ley 27.007 durante el segundo gobierno de Cristina Fernández de Kirchner, colaboradores del entonces ministro Axel Kicillof y directivos de la YPF que presidía Miguel Galuccio habían negociado con mandatarios petroleros como Jorge Sapag (Neuquén) y Martín Buzzi (Chubut) el cuerpo central del proyecto antes de que ingrese a Diputados. También se contaba con el aval de los principales jugadores de la industria. Esta vez se eligió un diseño legislativo diferente, a priori más riesgoso.

“El proyecto de Ley está casi listo, pero el debate fino se dará en el Congreso”, explicó a EconoJournal una fuente que participa de la redacción de la norma. En esa clave —admitió—, hay algunos puntos clave que estarán sujetos a cambios y modificaciones.

La iniciativa fue presentada por el presidente de YPF como una herramienta para lograr un desarrollo integral de la industria hidrocarburífera. Desde la torre de Puerto Madero se puntualizó que la iniciativa apunta a lograr inversiones en yacimientos convencionales, proyectos de recuperación terciaria y campos maduros como los que pueblan Chubut y Santa Cruz, la provincia en la que se quiere posicionar Pablo González como candidato a gobernador en 2023. «La gran oportunidad está en Vaca Muerta, pero el proyecto no está acotado a los campos no convencionales, no es la Ley de Vaca Muerta como planteaba (Guillermo) Nielsen, sino que ofrece una perspectiva de promoción para todo tipo de yacimientos«, explicaron allegados a la petrolera. Al margen del paquete de incentivos que incluirá la norma, el proyecto de Ley también es relevante para YPF porque contendrá un apartado con ventajas impositivas importantes ligadas a mejorar la situación fiscal de la petrolera.

Precios en el mercado interno

Un punto estratégico —tal vez el más importante— que aún no está precisado es si la Ley incluirá o no un mecanismo para determinar los precios del petróleo en el mercado interno, tal como adelantó este medio en marzo. Esa fue, en un principio, la intención de Darío Martínez y también de los colaboradores de Guzmán, que elaboraron un esquema estabilizador con amortiguadores —en la práctica, una fórmula polinómica con dos palancas: retenciones móviles e impuestos a los combustibles como principales palancas— que establecía cómo debía comportarse el precio local del crudo en función de la evolución de la cotización internacional del barril y frente a saltos en el tipo de cambio. Sin embargo, esa solución heterodoxa configurada por Pañigo y Morra no terminó de convencer a las empresas petroleras consultadas.

El riesgo de fallar en ese apartado es muy alto. El petróleo es el commodity, vale lo mismo en todo el mundo. Por eso, las multinacionales se oponen a que los Estados alteren ese precepto general. Las empresas pueden aceptar que se apliquen retenciones frente a determinado nivel de precios, pero son críticas de fijar un tope por Ley del precio doméstico del crudo. Después de la ronda con petroleras, la intención de establecer un mecanismo para desdoblar el precio del petróleo perdió fuerza. Pero no está descartada.

“Tampoco podemos estar estableciendo barriles criollos cada vez que el precio internacional se dispare. La discusión está abierta”, explicó una fuente encumbrada del gobierno. Es un tema central. Si bien aún no fueron invitadas a la mesa de negociación, algunas provincias petroleras contrataron a un consultor especializado en pricing de petróleo para elaborar su propio mecanismo estabilizador de precios en el mercado interno. Los resultados de ese trabajo se los hicieron llegar a YPF.

La pregunta subyacente es: ¿Se puede otorgar previsibilidad en materia de precios de los combustibles en una economía en la que, desde 2014 a la fecha, los precios se mueven todos los años al menos un 30%? ¿Es posible neutralizar con algún instrumento regulatorio ese efecto distorsivo que se da por inflación y devaluaciones recurrentes?

Riesgo alto

“Los técnicos del gobierno creen que sí, pero si lo que queda escrito en la Ley sale mal, los riesgos de dejar los dedos pegados son muy altos”, analizó un directivo que se reunió con los funcionarios de Economía hace ya dos meses.

En términos propositivos, el mecanismo que discuten en el gobierno no es tan complejo de alcanzar siempre y cuando los funcionarios de Hacienda estén dispuestos a ceder recaudación cuando se registre un salto brusco en las dos variables que mueven el negocio petrolero: el precio internacional y el dólar. Para que el esquema funcione, el Estado debería estar dispuesto a ceder ingresos fiscales para poder reducir, frente a una turbulencia cambiaria o por escalada del Brent, la carga impositiva sobre la venta de combustibles. Así, en los hechos, si el peso se devalúa en un corto período de tiempo habría que recortar el peso del ICL y el Impuesto al Dióxido de Carbono para que, medido en dólares, el precio del crudo se mantenga invariante. «Entre un 30% y un 40% del precio final de los combustibles son impuestos Hay margen para dosificar cualquier salto de la macroeconomía», reafirmó el director de Planning de una petrolera.

El problema es que en el Ministerio de Economía no están dispuestos en dar ese paso. En tiempos de déficit fiscal, en el gobierno no existe consenso aún para aceptar esa decisión. Sin ese aval, es prácticamente imposible que cualquier esquema estabilizar pensado desde la heterodoxia funcione.

Exportación

El segundo aspecto relevante que resta precisar es cómo se autorizarán las exportaciones de petróleo. En los hechos, eso implicará modificar el artículo 6 de la Ley 17.319 (de Hidrocarburos), que prioriza el abastecimiento del mercado interno. A raíz de eso, desde hace décadas funciona un sistema de permisos que deben solicitar los productores a la Secretaría de Energía antes de concretar la venta al exterior. El esquema otorga amplia capacidad de bloqueo a las refinadoras. Por eso, desde hace años productores no integrados —como Pluspetrol, Tecpetrol, Vista y Chevron, entre otros—  impulsan una agenda de reforma de esa regulación, hasta ahora con escaso resultado.

Sin embargo, si el gobierno pretende que la Ley de promoción traccione inversiones en Vaca Muerta y en cuencas convencionales, algún reordenamiento regulatorio deberá establecer sobre ese ítem.

¿En base a qué ejes está estructurado el proyecto redactado por el Ministerio de Economía?

Se apunta a que las petroleras que incrementen sus desembolsos para elevar sus niveles de extracción de hidrocarburos puedan colocar una parte de su oferta en el mercado internacional. El texto autorizará, entonces, a exportar un porcentaje de la producción incremental de petróleo y gas. Ese es el concepto general.

Ahora bien, ¿cómo llevar a la práctica ese esquema cuando hay productoras que parten de posiciones totalmente distintas? No es comparable, por ejemplo, la posición de una empresa que aún está en su fase de despegue en Vaca Muerta, como ExxonMobil y Equinor, que pueden duplicar sus niveles de producción con cierta facilidad si la decisión es elevar la inversión, con la de YPF o Pan American Energy (PAE), las dos mayores productoras del país, a las que por su elevada base inicial no les va a resultar tan sencillo sumar una producción incremental significativa.

Declinación

“El problema de habilitar el mercado de exportación sólo a la producción incremental es que los nuevos jugadores correrán con ventaja. Frente a eso, el temor de los directivos de YPF es que la empresa termine funcionando como buffer o amortiguador, absorbiendo la responsabilidad de abastecer el mercado interno para que otras empresas puedan exportar”, explicó un consultor.

En la petrolera aceptan que el abastecimiento del mercado doméstico es su responsabilidad prioritaria, pero también quieren empezar a desarrollar un mercado de exportación. Por eso, impulsaron la inclusión de dos puntos compensadores: a) Sobre la producción base que se defina como punto de partida, los directivos de YPF abogaron por el establecimiento de una curva de declinación anual. Fue un instrumento que se aplicó por primera vez en el primer Plan Gas de 2013. b) Aspira que a que volumen total producido y el market share en el mercado local de combustibles ponderen también en la elaboración del registro de petroleras que tendrán acceso al mercado de exportación. Es decir, lo que plantea YPF es que se premie no sólo al que incremente rápido la extracción de petróleo, sino también a los que más producen y a los que más abastecen el mercado interno de combustibles. La transpolación fina de esos objetivos a una fórmula polinómica aún no está completamente cerrada.

Divisas y mercado de cambios

“Resta determinar cómo se calculará la producción base, si es en base a los registros de uno, dos o tres años para atrás. Y también resta alguna discusión sobre cómo calcular el nivel de declinación”, indicó otro funcionario que también tiene acceso al texto actualizado de la Ley.

Aguas debajo de esa discusión emerge otra que tampoco está saldada. El proyecto de Ley propone las petroleras que inviertan y eleven los saldos exportables del país también puedan liquidar fuera de la Argentina un porcentaje de los dólares generados por las ventas al exterior. Las petroleras podrán esquivar el cepo cambiario, pero no está definido cómo se instrumentará ese beneficio en términos cuantitativos.

“Economía sondeó a las empresas sobre la posibilidad de autorizar a que se liquiden fuera del país un 50% de las divisas generadas por el régimen de promoción. Pero ese número no está definido. Puede ser mayor o menor. Lo definirán a máximo nivel de gobierno, directamente el presidente y la vicepresidenta”, coincidieron las fuentes consultadas. Al mismo tiempo, los privados aspiran a que el Estado les garantice que podrán acceder al Mercado Único Libre de Cambios para pagar la deuda contraída en dólares. «Si el gobierno quiere que las empresas incrementemos el nivel de inversión, lo lógico es que garantice el acceso al mercado de cambios para cancelar deuda tomada en el exterior», advirtieron en una empresa multinacional.

Gas natural

El proyecto de Ley incluye, a su vez, un capítulo dedicada a promover la extracción, procesamiento, industrialización y exportación de gas natural. Retoma algunos de los conceptos del Plan Gas Ar y ofrece un paraguas regulatorio por si en algún momento se abre una ventana de oportunidad para construir una terminal de licuefacción de gas natural licuado (LNG) o proyectos petroquímicos.

“Hay interés de algunos empresarios locales para que el gobierno busque financiamiento y una asociación estratégica en China para concretar una planta de LNG en algún puerto de Buenos Aires o en otra provincia patagónica. El proyecto brinda algunas herramientas para encauzar un proyecto de ese tipo, aunque hoy esa posibilidad es remota”, analizó otra fuente gubernamental.

El interés de las empresas, en línea con propiciar un mercado de exportación de gas, es que el Estado autorice la venta al exterior del fluido durante los 365 días del año. Es un elemento ineludible para mantener vivo el sueño de concretar una terminal de licuacción de LNG. «Podemos discutir cuánto gas se podrá exportar en el invierno en función de cuánta producción disponible exista en el mercado interno, pero la opción de poder exportar todo el año debe estar incluida en el proyecto«, indicaron el presidente de una petrolera. La visión, sin embargo, no es compartida con algunos sectores del gobierno, que se oponen a una apertura de las exportaciones de gas.

Tiempos

En la Secretaría de Energía son cautos y advierten que aún resta que el Presidente valide formalmente el proyecto de Ley. Después habrá que encauzar la negociación política con las provincias petroleras y gobernadores peronistas del centro y norte del país a fin de conseguir los votos necesarios para validar el proyecto en el Congreso.

“Lo ideal sería tener el proyecto aprobado para septiembre u octubre, que es cuando las empresas multinacionales cerrarán su presupuestos de inversión para 2022”, se ilusionaron en la cartera que dirige Darío Martínez. ¿Podrá el gobierno imprimirle velocidad al proceso de discusión interna y negociación política para aprobar la Ley en apenas unos meses? En plena segunda ola y a punto de ingresar en la campaña electoral, las probabilidades no son las mejores.