5 octubre, 2020
DILUCIDAR LA INCERTIDUMBRE SOBRE EL INGRESO POR REGALÍAS ES FUNDAMENTAL PARA LA PROVINCIA
‘Si nos desentendemos de este tema, a no quejarse’, decía un gallego amigo. Y es que si hay un recurso que dictamina el futuro de la provincia del Chubut ese es el petróleo. Con la disyuntiva siempre vigente: ‘podíamos ser Kuwait y estamos al borde de ser Venezuela’
Actualmente al menor consumo se le suma la incertidumbre por los precios del gas y el petróleo, la falta de financiamiento del sector y la parálisis de las inversiones. Como para entrar en tema, hay que arrancar con que en un marco de incertidumbre por el precio internacional del petróleo, el Gobierno nacional y las provincias productoras comenzaron a definir el futuro del barril criollo a u$s45. La medida, que fue establecida por el Decreto 488, generó un fuerte debate entre las refinadoras y los gobernadores.
Las petroleras no integradas aseguran que quedó sin efecto ya el 31 de agosto pasado y piden no renovarlo. En todo caso, reclaman otro aumento de combustibles para equipar los costos por la compra del crudo Medanito, más caro que el extranjero.
Después de los últimos dos ajustes de 4,5% y 3,5% promedio en septiembre, se estima que todavía queda entre 5% y 8% pendiente.
Pero las provincias agrupadas en la Ofephi no están dispuestas a resignar regalías y exigen a la Nación la continuidad del barril criollo hasta el 31 de diciembre, como prevé la norma de Alberto Fernández. En ese marco, se abren algunos interrogantes.
El exdirector de Hidrocarburos de Mendoza, Pablo Ropero, aseguró que el decreto establece un piso, no un techo. “Desde el punto de vista estatal es conveniente, porque mantiene el nivel de recaudación en regalías e impuestos. Siempre es bueno que las provincias intervengan en estos temas, pero el Gobierno debe convocarlas y escucharlas para tomar decisiones. Hoy como está la industria y el tema global, el barril criollo es totalmente conveniente”, afirmó el abogado en diálogo con el diario Ámbito Financiero.
“Las empresas productoras no ven bien el costo porque no les da paran los yacimientos y eso es delicado. Por ejemplo Mendoza, tiene 11.000 m3 de producción por día, y eso va en declino de entre 7% y 8% por año. Es conveniente que el barril criollo se mantenga. Algunos interpretan que el decreto establece que cuando se supera el precio internacional se desactiva automáticamente, pero nosotros interpretamos que producidos esos diez días está por abajo, se activaría nuevamente”, señaló el asesor en temas energéticos de la Fiscalía de Estado mendocina.
Ropero reveló que cuando analizó en detalle el Decreto 488 le pareció “superador” porque daba la posibilidad de desactivar cuando supera los u$s45 y activarlo cuando baja. “Es una norma legal que tiende a perdurar en el tiempo ante una situación de coyuntura externa, que te puede bajar el crudo a u$s20 el barril. En Mendoza tenemos entre u$s30 y u$s38 de costo, y si el pozo no conviene se cierra”, indicó.
Una de las opciones que se barajó es aplicar un esquema de bandas que permita a las provincias recuperar por Ingresos Brutos sobre la actividad lo que pierden si el barril criollo quedad sin efecto. “Es posible, pero no es lineal”, consideró Ropero. “Cuando hay actividad las operadas están gastando, invierten y se mueve la industria, pero es a largo plazo”, agregó el docente de la Escuela de Administración de Recursos Hidrocarburíferos (EARH).
Lo que más ruido genera es instrumentar un desdoblamiento del mercado de precios, entre u$s45 para regalías y export parity, que el secretario de Energía Darío Martínez ya evalúo. “Prefiero una norma legal que resuelva el tema, bien discutida y fundada, que integre todo. No hay que tomar decisiones discrecionales, porque nunca dieron buenos resultados en esta industria. Los
Estados son dueños de recursos que se están agotando y para las provincias son los principales ingresos que tienen. Somos muy celosos de los ingresos que se generan y hay que dialogarlo”, concluyó.
Ante la incertidumbre, las empresas de gas y petróleo en el mundo ya están tomando medidas de reducción de las inversiones de capital, recortes de personal y menores distribuciones de dividendos. “Enfrentan problemas de restricción de caja, lo cual acelera procesos de bancarrota y de fusiones y adquisiciones en la industria como se vio en los Estados Unidos en el primer semestre”, precisó Juan Procaccini, analista de PwC Argentina.
Pero en medio de la crisis, surge una oportunidad para la industria, de la mano de la transición energética y la descarbonización que impulsan los gobiernos. Según PwC, esas iniciativas podrían reformular el mercado. “No sólo las fuentes de energía renovables, sino es probable que también el gas y el GNL sigan siendo la combinación energética en el futuro”, remarcaron.
Las grandes empresas están tomando las medidas que habitualmente se adoptan durante una recesión. Royal Dutch Shell recortará 9.000 empleos, más del 10% de su plantilla, en el marco de una importante reorganización para transformar el gigante de la energía y gas en un grupo de bajas emisiones contaminantes. “Hemos observado de cerca cómo estamos organizados y sentimos que, en muchos lugares, tenemos demasiadas capas en la empresa”, dijo el presidente ejecutivo de Shell, Ben van Beurden. El recorte se traducirá en un ahorro anual adicional de hasta u$s2.500 millones para 2022.
British Petroleum también anunció para este año unos 10.000 puestos menos por el mismo motivo. Bernard Looney, presidente ejecutivo de BP, busca expandir rápidamente su negocio de energías renovables y reducir la producción de petróleo y gas para 2030.
En la última cumbre global de productos básicos organizada por Financial Times, los CEO de Vitol, Gunvor y Mercuria, los mayores intermediarios de materias primas del mundo, predijeron una tibia recuperación del petróleo y coincidieron que el pico de la demanda ocurriría sólo en la próxima década.
Russell Hardy, de Vitol, dijo El mercado es todavía frágil y todos sabemos que la demanda no va a ayudar mucho, probablemente hasta el próximo verano (boreal), porque “La vida de las personas no cambiará sustancialmente durante el invierno (del hemisferio norte). No van a empezar a viajar extensamente de nuevo porque la pandemia todavía está activa”, dijo Russell Hardy, de Vitol.
El cofundador de Mercuria, Marco Dunand, fue aún más pesimista y dijo que no veía que el consumo de petróleo volviera a los niveles prepandémicos hasta dentro de unos años.
Torbjorn Tornqvist, de Gunvor, aseguró que los precios fluctuarían en la parte más alta del rango entre u$s40 a u$s50 hasta mediados de 2021.
A pesar de las malas predicciones, los ministros de Energía del G-20 destacaron el restablecimiento de una etapa de equilibrio en el mercado petrolero gracias a que los países productores redujeron la extracción y la demanda se reanudó “parcialmente” y ratificaron el reinado de los hidrocarburos como fuente de energía, más allá de los objetivos para reducir las emisiones del CO2.
“Pese a que ahora se implantan de forma activa las fuentes de energía renovable, no evitaremos el uso de la energía de hidrocarburos”, remarcó el ruso ministro ruso de Energía, Alexander Novak.
Hardy coincidió con Novak y aseguró que si bien el pronóstico de la demanda cambió y ya no es el escenario que se esperaba, todavía “hay espacio para que los productores de hidrocarburos continúen manejando el mercado por los próximos 10 años o más”, y no descartó que “ese final está tal vez un poco más lejos, en 15 o 20 años”.
Hoy por hoy, y hasta que algo diga lo contrario, la matriz macro productiva chubutense está atada al petróleo, pero ni siquiera a nivel estatal parecería haber un plan para defender o capitalizar la producción en términos de emergencia productiva. Un tema para interpelar a nuestros dirigentes.
