Petróleo y gas: Marchas y contramarchas en ausencia de un plan integral

Durante 2013 el Gobierno había comenzado a dar algunas señales apuntadas a normalizar el sector. En este sentido, se inició el camino de renovación de las concesiones en áreas petroleras, contribuyendo a destrabar inversiones para la explotación de yacimientos que requieren un proceso más largo de planificación. Esto se sumó al cambio del valor de corte de US$42 a US$70 para las retenciones móviles, que significó reconocer una mejora de la renta al productor.

En el campo gasífero, se comenzó a hablar de sinceramiento de precios en el gas y de iniciar el camino de normalización de la cadena. Se buscó ampliar el universo de los potenciales ingresantes al Programa de Estímulo a la Inyección Excedente de Gas Natural (Res. 1/13 CPCEPNH), con una segunda versión que reconoció un precio superior a la inyección incremental, que además, a diferencia de la versión anterior, se calcula sobre una base teórica ajustada que contempla una tasa de declinación de hasta el 15% anual. Esto da mayores posibilidades de evitar las fuertes penalidades estipuladas en la primera versión del programa –como asumir el costo de importación de gas- en caso de no cumplir con la inyección incremental, ya que la versión original no contemplaba la curva de declinación de las cuencas.

Pero la devaluación de enero pasado tiñó nuevamente el ambiente de negocios de incertidumbre. El impacto en la cadena del downstream petrolero que utiliza un insumo que mundialmente cotiza en dólares, implicó una aceleración del precio de los combustibles. Frente a este escenario, y en un intento de contener la tasa de inflación en un contexto de expectativas inflacionarias en aumento, el Gobierno acordó con las petroleras fijar el precio del crudo. Luego de haber superado el Medanito los US$80 por barril, se fijó un precio de US$60,32 durante enero y febrero, y luego aumentos escalonados hasta abril, donde comenzaría a regir el valor pleno del mercado. Estos precios implican retrotraer los valores para este tipo de crudo destinado al mercado interno a octubre de 2011.

Mientras tanto, YPF sigue en el camino de revertir la declinación, y consolidando su liderazgo. En las últimas semanas, sin dudas uno de los pasos más importantes hacia el ordenamiento de la empresa y el acceso al financiamiento internacional es haber llegado a un acuerdo con Repsol por la expropiación del 51% de las acciones de YPF. En principio, según los términos del acuerdo esto implica un desistimiento recíproco de acciones judiciales, lo cual pone fin a las posibilidades de litigio y contribuye a despejar dudas a potenciales socios e inversores. Hasta el momento, el proceso inversor de YPF estaba atado a sus propios recursos, ya que debía encarar su plan estratégico con financiamiento propio. Hoy se abre la posibilidad de ingresar nuevos socios en la explotación conjunta.

Además, mediante la adquisición de los activos en Argentina de la petrolera estadounidense Apache, YPF se transforma en la principal productora de gas. El impacto de esta operación resulta significativo en términos productivos para YPF, ya que le permite aumentar sus reservas de hidrocarburos en aproximadamente un 14%, incrementar la producción de gas en un 15% y acceder a nueva producción de petróleo calidad Medanito, como también retomar las operaciones en la cuenca Austral.

Mientras tanto, la petrolera estatal también sigue firmando acuerdos para la explotación conjunta de Vaca Muerta. Esta vez, un Memorandum de Entendimiento con la malasia Petronas. Esta se suma a Dow, Pampa Energía y Chevrón. Si bien esto podría considerarse una buena noticia, en la medida que el Gobierno continúe careciendo de un plan integral para el sector que provea claridad y estabilidad de las reglas del juego, las inversiones continuarán requiriendo de elevadas tasas de rentabilidad para ser viables.