La energía, uno de los ejes de mayor impacto de la Ley Ómnibus: Vaca Muerta, concesiones y las dudas del sector

El amplísimo alcance del proyecto de Ley Ómnibus enviado por el Poder Ejecutivo al Congreso no logra ocultar un aspecto clave: las reformas en materia de “Reorganización Económica” (Título III) y en particular en materia energética (Capítulo IX), dado el atractivo internacional de Vaca Muerta, la joya energética argentina, como dejan en evidencia dos gráficos de un documento circulado por Jorge Sapag, exgobernador de Neuquén. Allí (ver más abajo), puede observarse el contraste abrumador de la producción de petróleo y gas en esa formación geológica con la del resto de las cuencas hidrocarburíferas de la Argentina.

Más abajo aún, dos gráficos de un informe de Oil Production Consulting muestran cómo la extracción “no convencional” de petróleo y gas, un sello de Vaca Muerta, supera ya la producción conjunta de todas las demás cuencas del país.

El proyecto llamó la atención por su énfasis en la libertad de precios, el alineamiento con valores internacionales y la afirmación taxativa de que el objetivo principal en materia energética es “maximizar la renta obtenida de la explotación de los recursos y satisfacer las necesidades de hidrocarburos del país”, subordinando así el de autoabastecimiento.

Sin embargo, un aspecto tan o más importante, y materia de estudio entre las petroleras, es la anulación de las prórrogas de concesión y la obligación de relicitarlas un año antes de su vencimiento. Muchas empresas, incluida YPF, exploran y explotan bloques cuya concesión expira en los próximos años. Solo entre Neuquén y Río Negro, una treintena de concesiones vencen de aquí al año 2027.

“En general, el proyecto va en la dirección correcta; lo estamos estudiando en detalle”, dijeron, palabras más o menos y off the record, dos empresas con operaciones en Vaca Muerta. “El tema de la exportación es muy importante, son las divisas que el país necesita y transparentar los precios es adaptarse a cómo funciona la industria en el mundo”, señalaron desde una de ellas. Cabe recordar que, contra lo que establece el DNU 70, que eleva los derechos de exportación al 15%, el proyecto de ley ómnibus los retrotrae, tanto para los hidrocarburos como para la minería, al 8% previo.

Sin embargo, la satisfacción de las empresas con esos cambios pasa a preocupación cuando se las consulta sobre el fin de las prórrogas y la obligación de relicitar áreas.

“Hay que ver cómo se implementa eso; cuando hay una concesión próxima a vencer, si el operador demuestra haber invertido y cumplido sus obligaciones, tiene derecho a una prórroga, con el compromiso de seguir invirtiendo y dar lo máximo posible. Por eso se pueden extender anticipadamente, es la lógica de las inversiones que se hacen. Si no fuera posible extender una concesión, muchas inversiones no se harían, porque tienen un largo plazo de recupero. Si una empresa durante la concesión puso USD 10.000 millones, esa inversión hundida significa mucho. Si hiciste los deberes, te ganaste el derecho a seguir. Si una concesión termina en 3 ó 4 años, ¿voy a hacer una planta de tratamiento o ductos subterráneos?”, se preguntó un ejecutivo de un operador presente en Vaca Muerta. “Así pueden terminar matando la exploración”, subrayó.

“Es la lógica del negocio, va de la mano de la naturaleza del repago de la inversión y la infraestructura asociada”, coincidió otro operador, que admitió un “ruido general” al respecto, “porque esto (la obligación de relicitar áreas) va en contra de una forma de invertir”.

El principio de “maximización de la renta” y la obligación de relicitar tiene el sello de Federico Sturzenegger, el cerebro detrás del mega-DNU y de buena parte de la Ley Ómnibus. En 2022, en una nota publicada en el diario Perfil, Sturzenegger escribió que la ley 27.007, sancionada en 2014, durante la segunda presidencia de Cristina Fernández de Kirchner y conducida por el entonces ministro de Economía, Axel Kicillof, fue “el más grande despojo” del relato kirchnerista porque –dijo– privó a las provincias de unos USD 450.000 millones que podrían obtener vía la licitación de áreas que, en cambio, pasaron ser continuamente prorrogadas, en vez de relicitarse al mejor postor para maximizar lo que las empresas ofrecen por regalías.

“El vehículo del defalco es la Ley de Hidrocarburos 27.007, sancionada en 2014. En nuestro país, la renta de los hidrocarburos es de las provincias que licitan la explotación del recurso. Para las provincias es totalmente irrelevante qué entidad –privada o estatal– luego lleva a cabo la operación; lo importante es cuánto puede recaudar el fisco al otorgar sus concesiones. Asumiendo licitaciones competitivas, cuanto más eficientes son las empresas, más dinero estarán dispuestas a pagar. Como el factor más relevante a la hora de definir la competitividad de una petrolera es el costo de su capital, en general las empresas internacionales, con menor costo de capital, serán las que puedan ofrecer mayores pagos al Estado. Es por ello que son los operadores naturales en todo el mundo”, escribió Sturzenegger, prefigurando un aspecto esencial del actual proyecto de ley.

Francisco Romano, socio especialista del estudio Pérez Alati, Grondona, Benites y Arntsen (Pagbam) y codirector del Instituto de Energía de la Universidad Austral, recordó que la ley 27.007, objeto de grandes cambios en el proyecto oficial, fue la reforma más importante a la ley federal de hidrocarburos (17.319), de 1967 y posibilitó el desarrollo de Vaca Muerta hasta la situación actual, en que el petróleo no convencional ya supera al convencional.

El proyecto enviado ahora al Congreso, señaló, es un necesario “cambio de paradigma”: en vez de insistir en el autoabastecimiento, mejor contemplar la ecuación económica: “si hay momentos en que conviene importar, se importa, porque por otro lado también estás exportando. Se trata de ir más bien a un balance económico que a un balance físico de la producción energética”, dijo a Infobae.

Por otra parte, apuntó, el principio de maximización de la renta no permitiría hacer ciertas obras por falta de rentabilidad en un plazo razonable. Algo no rentable para el sector privado lo puede hacer en cambio el Estado, por el principio de subsidiariedad. “Lo que no se puede tolerar más –enfatizó Romano– “es exportar a un precio e importar a un precio superior. Es un tema delicado que habrá que estudiar, porque la reforma es sujeta a reglamentación”.

Además, prosiguió, el proyecto oficial no deroga las resoluciones sobre el registro para exportar. La ley 17.319 daba libertad, con excepciones por cuestiones de abastecimiento interno, pero se desvirtuó y volvió al revés: esto tiene que ver con el desacople de precios locales respecto de los internacionales, que el proyecto pretende atacar, dijo Romano.

Según el experto, no habría que llevar las cosas al extremo. En todos los países del mundo, dijo, se contempla el abastecimiento local. En Australia, un gran exportador de GNL, por caso, los productores hacen acuerdos con el gobierno y planifican cuánto garantizar internamente y hay un margen de hasta 10% para reducir la exportación. “El problema es cuando la válvula de escape se vuelve en contra y como proveedores nos volvemos imprevisibles; pasó con la exportación de gas a Chile. Ahí se genera desconfianza. El problema es cómo resolver esa tensión, falta la reglamentación”, observó.

En general, dijo Romano, “están tratando de aplicar un criterio liberal, sin tener en cuenta cómo funciona la industria”. Que haya más jugadores y más competencia no está mal, pero se ignora la práctica. “Con esto de que todo lo que se abre cada provincia lo va a llenar a su manera, genera riesgo de atomización legislativa. La ley 27.007 tendía a que haya un solo pliego de licitación, por consenso entre la Secretaría de Energía y las autoridades de aplicación provinciales. Con este proyecto, existe el riesgo de que cada provincia introduzca requisitos y cuestiones sobre producción, concesiones, licitaciones, normas ambientales, y se genere un caos normativo”, advirtió.

Alejandro Einstoss, economista especializado en energía, profesor de la Universidad de Buenos Aires (UBA), miembro del Instituto Argentino de Energía General Mosconi y del Observatorio de Tarifas y Subsidio de la UBA y el Conicet coincidió en que el proyecto implica “un cambio de paradigma” en materia energética. “Se abandona la idea de autoabastecimiento e incluso se deroga la declaración de interés público de la producción y comercialización de hidrocarburos (ley de soberanía energética, que llevó a la re-estatización de YPF. Y no está claro si la norma de precios de “paridad de exportación” (esto es, con precios internacionales) se aplica a todos los actores del mercado. “YPF no es una empresa del Estado, es una SA mixta con mayoría estatal”, precisó Einstoss, para quien el principal problema del proyecto es que no deja una “válvula de escape” a aplicar en situaciones excepcionales.

“Pensar en escenarios disruptivos es necesario; estás modificando la columna vertebral del sistema energético, que estructura todos los contratos –producción, transporte, reglas de servidumbre, comercialización– pero el precio del crudo es muy volátil y estamos en una coyuntura internacional difícil. No tenerlo en cuenta genera un riesgo innecesario. Nosotros (por el IAE Mosconi) estamos de acuerdo en guiarse por el precio de paridad de exportación, pero sin tomar decisiones temerarias”.

Sobre la cuestión de relicitar o prorrogar concesiones, Einstoss señaló que tal vez sea una carta de negociación con las empresas a la hora de la recomposición tarifaria: no asegurar la prórroga, sino que las empresas la valoren a la hora de fijar precios, en función de un flujo de fondos más largo, pero no asegurado. El propio Javier Milei, recordó, lo dijo en su campaña electoral.