AL MARGEN DE LA SEMANA Y CAMBIO

El absurdo conflicto que daña al sector petrolero
Néstor O. Scibona nestorscibona@gmail.com
Antes de que se frustrara la votación de la ley ómnibus, entre los especialistas había un amplio consenso en que a partir de este año el sector de hidrocarburos iba a consolidar su despegue mediante nuevas inversiones que permitirían aumentar la producción, la productividad, los saldos exportables y el ingreso de divisas para aprovechar el período de transición hasta las futuras restricciones que impone el cambio climático global.
Con esta perspectiva que abarca además a amplias cadenas de valor integradas mayormente por pymes, no podría haber sido más inoportuna la bravuconada política del gobernador de Chubut, Ignacio Torres (Pro), con su irresponsable amenaza de cortar el suministro de petróleo y gas desde su provincia, como represalia contra la Nación por haberle retenido $13.500 millones. Una deuda impaga heredada de la desastrosa gestión anterior (del massista Mariano Arcioni) y garantizada con la coparticipación, que la provincia había pedido refinanciar en enero y febrero a través de la emisión de un bono con garantía de regalías.
Como en el juego del teléfono descompuesto, el intercambio de mails falló y el conflicto escaló con derivaciones político-institucionales más que preocupantes. Torres recibió el respaldo de todos los gobernadores menos uno (Tucumán); fue descalificado por el presidente Javier Milei, que dobló la apuesta y prevé recurrir a la Corte Suprema pese a que, para apaciguar las aguas, el juez federal de Rawson, Hugo Sastre, dictó un fallo “a medida” –pero fuera de su competencia– que no obliga a la Nación a devolver los fondos retenidos, pero sí a abstenerse de hacerlo en el futuro.
Más allá del ruido que provocó esta semana, el conflicto se caracterizó por la ausencia de diálogo directo entre sus protagonistas, sentido de las proporciones y control de daños futuros sobre este sector intensivo en inversiones, locales y extranjeras, que literalmente hunde capital. Cualquier potencial inversor externo, enterado de que un gobernador argentino frenaría la producción de hidrocarburos de su provincia con el respaldo de sus pares, seguramente apuntará hacia otros países aunque la amenaza no se haya concretado. Más aún cuando Torres invocó el dominio provincial de los recursos consagrado por la Constitución de 1994, pero insólitamente dejó de lado que su explotación está a cargo de compañías privadas en áreas concesionadas a largo plazo y que el corte de suministro configura un delito. También que la hipotética paralización productiva hubiera provocado perjuicios operativos, debido a la pérdida de presión de los pozos de recuperación secundaria y terciaria; económicos a las empresas e incluso a las propias finanzas provinciales por menor cobro de regalías. De ahí que petroleras y sindicalistas de las principales provincias productoras le quitaran el cuerpo a la actitud temeraria del gobernador. Por otro lado, si el fallo del juez Sastre quedara firme, implicaría que la garantía de coparticipación de impuestos (o regalías) deja de ser de ejecución inmediata, pese a que durante años ha sido un instrumento de las provincias para obtener financiamiento a corto plazo.
La mala señal que deja este episodio se suma al prematuro fracaso de la ley ómnibus en Diputados, incluía la desregulación de los precios internos del sector; el libre comercio internacional de hidrocarburos y un régimen de estabilidad jurídica, tributaria y cambiaria para inversiones de altos montos y plazos largos en proyectos como plantas de licuefacción de gas natural (GNL), minería o inversiones en infraestructura.
El economista y abogado Daniel Montamat, exsecretario de Energía, enumera una serie de condiciones para que el sector complete su despegue, después de que en enero la producción de petróleo y gas natural de los yacimientos no convencionales de Vaca Muerta registrara aumentos de 25,2% y 5,7%, respectivamente, en los últimos doce meses y la convencional declinara 2,9% y 8,3% en el mismo lapso.
A su juicio, la condición sine qua non es la eliminación del cepo cambiario, que distorsiona precios y costos, a la que agrega no interferir en los precios internacionales del crudo y los combustibles. Por caso, aún se mantiene en vigencia el “barril criollo”, que a fin de enero se ubicaba en US$68 frente a US$78 de la paridad de exportación del petróleo Brent.
Paralelamente, según sus propios datos, con el ajuste del impuesto a los combustibles líquidos (ICL) que rige desde ayer (y fue congelado durante dos años por el gobierno de Alberto Fernández), el precio en surtidor del litro de nafta súper resulta en pesos 13% más bajo que el de importación y el del gasoil -16%. Esto implica que parte de los últimos aumentos fue al Tesoro, más que a productores, refinadores y expendedores. Aun así, el precio al público con impuestos de la nafta súper, que equivale a US$1,04 por litro (al tipo de cambio oficial) y a US$0,76 (al CCL), resulta más bajo que en Chile (1,55); Perú (1,43); Uruguay (1,85) y solo supera al de Brasil (0,95) si se calcula el dólar oficial. Hace cinco meses, el precio de la nafta súper en la Argentina equivalía a US$0,30 por litro. Más cerca se ubica el del gasoil, con valores de US$1,11 (al tipo de cambio oficial) y US$0,83 (al CCL), frente a Brasil (1,20); Chile (1,11); Perú (1,03) y Uruguay (1,56).
Montamat sostiene que otro factor clave para este sector capital intensivo es que un equilibrio fiscal sustentable permita reducir la sobretasa de riesgo país, que encarece los costos de financiamiento externo para nuevas inversiones productivas.
Por lo pronto, el cambio de goque bierno en diciembre, la demora en cubrir algunos cargos, más el freno de pagos del Plan Gas en el verano y, principalmente, de Cammesa a las generadoras de electricidad para reducir el déficit primario (a costa del aumento de la deuda flotante del Tesoro) contribuyeron a retrasar algunos proyectos.
La obra con mayor prioridad es la reversión del sentido del Gasoducto Norte (GN), cuya primera etapa fue completada en 2023 por TGN y debía concluirse en junio para transportar 15 millones de metros cúbicos de gas desde la cuenca neuquina hasta las provincias del NOA, a fin de no dejarlas desabastecidas en el invierno ante la fuerte caída de las exportaciones desde Bolivia, que también afectará la generación eléctrica en esas provincias.
Semanas atrás, TGN ofreció al Gobierno la alternativa de realizar la reversión de dos de las cuatro plantas compresoras (Ferreyra y Dean Funes, en Córdoba) con personal propio, un trabajo mecánico que permitiría abaratar costos y contar con el suministro entre julio y agosto. Para ello sería necesario que estuviera operativo el nuevo gasoducto de 122 kilómetros y 36 pulgadas entre La Carlota y Tío Pujio y finalizar la primera etapa de los loops del GN, según la publicación especializada Econojournal. Estas obras son financiadas con un crédito de US$540 millones de la CAF, que impugnó la posibilidad de adjudicación directa de un tramo por parte de Enarsa, que obligó a llamar a una nueva licitación.
Hay quienes piensan que la caída de la actividad económica y la consecuente retracción del consumo mayorista de gas y electricidad, podrían atenuar la demora en la puesta en marcha de la reversión del GN. También, quienes sostienen que Brasil podría liberar algún cupo de sus compras de gas a Bolivia para que este país lo exporte a la Argentina. Para curarse en salud, el ministro Luis Caputo ya se ocupó de autorizar un pago de US$257 millones al gobierno boliviano, para saldar otra deuda de la herencia que dejaron Sergio Massa y Alberto Fernández.

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YPF aprobó el plan para poder enfocarse en Vaca Muerta
Informó a la bolsa que venderá yacimientos; realizó un revalúo y tendrá una pérdida contable de US$1800 millones

Sofía Diamante
En una decisión que incluirá un nuevo punto de tensión con algunas provincias petroleras –incluida Chubut–, el directorio de YPF aprobó el plan de desinversión en 55 campos maduros para enfocar su producción en los yacimientos más productivos, como los de Vaca Muerta, en Neuquén. El objetivo es “realizar una asignación eficiente del capital que priorice activos de escala que aporten mayor rentabilidad y resiliencia ante distintos escenarios”, según informó la empresa.
“El plan de racionalización busca optimizar el portafolio del upstream convencional, permitiendo a la empresa continuar desarrollando las áreas convencionales y no convencionales que aportarán mayor rentabilidad a la compañía y sus accionistas por dólar invertido, mediante una mejor alocación de sus recursos técnicos y económicos. Los campos maduros que conforman el grupo de activos constan de un total de 55 áreas”, afirmó YPF.
Los planes de inversión estarán enfocados en hacer el negocio más rentable y no habrá espacio para proyectos políticos, como solía suceder en las gestiones anteriores. Ahora, la empresa enfocará el 80% de su inversión en Vaca Muerta.
El primer paso se comunicó ayer de manera oficial, de forma tal de mandar un mensaje al mercado antes del lunes, cuando los nuevos directivos de la petrolera hagan el debut oficial ante los inversores en la tradicional conferencia trimestral, que se hace luego de presentar resultados contables. Allí anunciarán el plan de inversión para este año. YPF cotiza en la Bolsa de NuevaYork y el Estado argentino tiene el 51% de las acciones.
“El plan mencionado es consistente con los nuevos planes de gestión de la compañía, que considera que la optimización del portafolio upstream convencional es una de las palancas sobre las cuales se basa la estrategia de YPF, con foco en las actividades e inversiones en campos no convencionales, con el objetivo último de maximizar el valor para la compañía, sus accionistas e inversores”, dice el hecho relevante que la petrolera envío a la Bolsa.
YPF explicó que se denomina “yacimientos maduros” a aquellos que ya pasaron su pico “óptimo de producción”. Según dijeron, las buenas prácticas de la industria petrolera establecen que, para las compañías de escala como YPF, “no resulta eficiente ni rentable producir petróleo en este tipo de yacimientos, los cuales en general son operados por empresas más pequeñas que puedan dar continuidad a la actividad”.
La petrolera dijo que “colaborará de forma activa con el desarrollo local y garantizará los puestos de trabajo durante la transición, entendiendo que este proceso dinamiza la industria en su conjunto, ya que nuevas pymes locales podrán dar trabajo y desarrollo a cada región, explotando áreas que de otra manera no podrían hacerlo”.
El directorio de YPF aprobó en su reunión de anteayer la “cesión o reversión” de la operación de 55 áreas. En los campos más maduros y menos productivos, se cederá la operación a empresas pymes y se harán contratos de compra de petróleo por varios años, mientras que las áreas que requieren mayor inversión se licitarán y se pondrán a la venta.
Como suele ocurrir en las petroleras, YPF realizó también un revalúo contable de sus activos, según informó a la Bolsa, el cual mostrará una pérdida en sus balances contables de 2023 de US$1800 millones (US$1200 millones después de impuestos).
Según explicaron en la compañía, el revalúo se debe a que la nueva gestión de la empresa revisó la rentabilidad esperada de algunas áreas en función de otras variables, y por eso pasaron a tener un peso menor en el estado contable. En la jerga financiera se le llama impairments.
“Hay que hacer un impairment, que es un asiento contable donde acusás la pérdida de valor de tus activos. YPF tenía valuado los campos convencionales a un valor X, producto de la rentabilidad que estimaba la empresa en esos campos. Ahora hay una nueva estimación de esa rentabilidad y en consecuencia se acusa la pérdida”, explicaron.

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