La caída en el precio del crudo y la modificación de la Ley de Hidrocarburos no hacen más que profundizar las complicaciones por la que atraviesa en sector energético, analiza Ecolatina.
Desde 2011 la Argentina se convirtió en importador neto de energía y la producción tanto de petróleo como de gas natural declina desde 1998 y 2004, respectivamente. En esencia, las señales asimétricas a la demanda (impulso) y a la oferta (desincentivo) generaron un importante desbalance en el sector primario, expone Ecolatina en su informe semanal.
En el caso de la oferta, las señales de precios y la incertidumbre desmotivaron la financiación de inversiones de riesgo exploratorio. Por el lado de la demanda, el congelamiento de tarifas de servicios energéticos luego de la crisis del 2001 se tradujo en un fuerte incremento del consumo de energía.
A la actual caída en la producción de gas y petróleo se introdujeron dos nuevas variables: la caída en el precio internacional del petróleo y la modificación de la Ley de Hidrocarburos.
En primer lugar, la caída en el precio del barril de crudo (descenso observado desde junio de este año) obedece a distintos factores: el aumento de la oferta de petróleo y desaceleración de la demanda, tendencia que en principio parecería no ser una puramente coyuntural, lo que llevó al gobierno a implementar cambios en las retenciones a las exportaciones.
El segundo elemento que entra en juego es la reciente modificación de la Ley de Hidrocarburos, originalmente promulgada en 1967.
En líneas generales, la nueva Ley extiende el período de concesión de explotación de yacimientos en particular para el caso de los no convencionales, se imponen topes a las regalías que deben pagar las empresas y fomenta la inversión en los yacimientos vía la libre disponibilidad de las divisas de exportación, entre otras modificaciones.
Estos nuevos elementos vuelven a poner sobre el tapete la problemática que atraviesa el sector energético argentino y la necesidad de implementar una política energética integral consensuada que perdure durante el mandato del próximo presidente electo.
Nuevos elementos se suman al complejo contexto energético
Desde la nacionalización de YPF en abril de 2012, se han implementado medidas para revertir la pérdida del autoabastecimiento energético, tales como la creación de la Comisión Nacional de Hidrocarburos, la mejora en el precio en boca de pozo para los productores de gas, la quita de subsidios al consumo residencial de gas, etc.
Es que la crisis que atraviesa el sector energético generó desequilibrios en el resto de la economía. Por un lado, el deterioro fiscal de los últimos años obedeció a los crecientes subsidios que el Tesoro destinó al sector energético producto del congelamiento de tarifas: estos pasaron de representar 0,5% del PBI en 2005 a 3% del PBI el año pasado. Por otro parte, la caída en la producción de hidrocarburos incrementó las importaciones de energía revirtiendo el signo del saldo energético (se pasó de un superávit de US$ 5.600 millones en 2005 a un déficit de US$ 5.700 millones el año pasado). Hoy por hoy, el sector energético es un limitante al crecimiento.
Pese a los esfuerzos por revertir el deterioro energético, la tendencia declinante en la producción de petróleo y gas persistió. En 2013 tanto la producción de petróleo como de gas se contrajeron (-2% i.a. y -5,5% i.a. respectivamente) y este año la situación es similar: en los primeros ocho meses del año la oferta se contrajo 1,5% i.a. y 0,6% i.a. respectivamente.
A esta compleja situación se le sumaron dos elementos nuevos: la caída en el precio internacional del petróleo y la modificación de la Ley de Hidrocarburos.
En cuanto a la caída de la cotización del crudo, desde junio se observa una marcada tendencia decreciente que en principio no sería puramente coyuntural: de alcanzar US$ 107 por barril a mediados de año descendió hasta US$ 80 a fin de octubre.
Esta caída en el precio internacional del petróleo obedece a diversos factores. En primer lugar, el incremento en la producción de crudo no convencional en EE.UU. expandió la oferta de dicho hidrocarburo. De hecho, se estima que en los próximos años el país norteamericano finalmente alcanzaría el autoabastecimiento energético.
En segundo lugar, existe un menor dinamismo de la demanda producto de la morigeración en el crecimiento de los principales demandantes de petróleo (China, Japón, Europa e India).
Finalmente, los conflictos entre los países de la OPEP (Organización de Países Exportadores de Petróleo) incidieron sobre la cotización del crudo. A principios de octubre, Arabia Saudita redujo el precio del barril sin el consentimiento de los demás países integrantes ya que su producción puede ser rentable con valores inferiores a los US$ 80.
Esta caída en el precio internacional del petróleo tiene un impacto negativo tanto en la producción local como internacional no sólo por su incidencia sobre la oferta actual sino por las potenciales inversiones destinadas a yacimientos no convencionales. De hecho, las proyecciones de YPF para fomentar las inversiones en Vaca Muerta contemplaban un precio del barril de crudo que oscilaba entre los US$ 80 y los US$100.
Es por ello que la semana pasada se dispuso la reducción de las retenciones a las exportaciones en nuestro país (en particular, aceites crudos de petróleo o mineral bituminoso). La resolución (reemplaza a la 1/2013 que establecía como valor de referencia US$ 80 por barril) fija alícuotas que oscilan entre el 10% y el 13% en función de la evolución del precio internacional del petróleo. Esta medida fue implementada para garantizar la rentabilidad del sector y mantener las pautas de inversión y en particular para tratar de proteger los proyectos más costosos (yacimientos de Vaca Muerta).
El segundo elemento que entra en juego es la modificación de la Ley de Hidrocarburos sancionada en 1967. Dentro de los cambios contemplados se encuentran: acotar los plazos para el período exclusivo de exploración (de 14 años a 11 años para convencionales y se fijó hasta 13 años para no convencionales); la diferenciación y ampliación de los plazos de concesión de yacimientos (25 años para convencionales, 30 para los off-shore y 35 para los no convencionales); y la posibilidad de solicitar prórrogas de hasta 10 años en las concesiones de explotación.
En cuanto a los aportes destinados a las provincias, las concesionarias deberán ceder el 2,5% del monto inicial de inversión en concepto de Responsabilidad
Social Empresaria, se actualizarán los valores del canon otorgado a las provincias durante el período de exploración (antes era un monto fijo que se incrementaba conforme pasaban los períodos de concesión) y se pone un tope a las regalías provinciales mensuales de 12% sobre la producción al que se adicionará 3% por cada período de prorroga (hasta un máximo de 18% mensual).
Otra novedad es que se convierte en Ley el Régimen de Promoción de Inversión para la Explotación de Hidrocarburos. Este nueva Ley establece que las empresas que inviertan más de US$ 250 millones (antes eran US$ 1.000 millones) luego de tres años tendrán libre disponibilidad de las divisas correspondientes al 20% de su producción de convencionales y no convencionales y hasta el 60% en los proyectos off-shore.
Lo que hay que entender es que las dificultades que atraviesa el sector energético no sólo se circunscriben a los hidrocarburos (tanto el upstream como las etapas de midstream y downstream) sino que alcanzan un espectro mucho más amplio, lo cual requiere de un plan integral que aborde distintos frentes (energía secundaria, distribución, etc.).
Para ello es preciso, por ejemplo, diversificar la matriz energética, generar certidumbre (de precios y reglas) para motivar inversiones, profundizar el uso de biocombustibles, y establecer una legislación clara en términos de política ambiental.
Recomponer la situación energética es una condición necesaria (pero no suficiente) para comenzar a corregir los desequilibrios macroeconómicos que se profundizaron tras el consumo del capital del sector energético. Si no se encauza la problemática energética, la Argentina deberá convivir por años con un limitante estructural para su crecimiento.
