El decreto 1330/2015, publicado hoy en el Boletín Oficial,  con las firmas de la presidenta Cristina Kirchner, el jefe de Gabinete, Aníbal Fernández, y los ministros de Economía, Axel Kicillof, y de Planificación Federal, Julio De Vido dejó sin efecto el Programa "Petróleo Plus", creado para otorgar compensaciones a aquellas petroleras que hubieran aumentado su producción. 

El decreto sostiene que el programa, que había sido suspendido en 2012, fue cancelado "por los continuos cambios del mercado internacional (del crudo), que obligaron a tomar medidas adaptativas que muchas veces modificaron las condiciones iniciales (del plan)".

La norma habilita al Estado a cancelar "las compensaciones pendientes de liquidación" con los bonos en dólares Bonad 2018 y Bonar 2024, cuya emisión se ampliará hasta los US$ 784 millones. Para esto deberán acceder a compensación, “las empresas deberán suscribir una carta de adhesión que será oportunamente aprobada por la Secretaría de Energía".

El decreto publicado por el Boletín Oficial

MINISTERIO DE PLANIFICACIÓN FEDERAL, INVERSIÓN PÚBLICA Y SERVICIOS

Decreto 1330/2015

La pronunciada caída en el nivel de reservas comprobadas y en la producción de petróleo y la disminución en las inversiones reflejada en la baja del número de pozos exploratorios, llevó al Gobierno Nacional a poner en marcha los Programas “PetróleoPlus” y “Refinación Plus”, que deberían generar inversiones directas por 8.570 millones de dólares con las que se espera lograr, entre otros resultados, un aumento del 13% de la producción de petróleo en cinco años y la expansión y crecimiento de actividades relacionadas con la explotación y producción de hidrocarburos y sus derivados.

El decreto 2014/2008, por el cual se crearon ambos programas, establece una serie de incentivos para las empresas productoras y/o refinadoras involucradas:

• Para los incrementos en la producción y reservas se otorgarán Certificados de Crédito Fiscal transferibles, que los beneficiarios podrán destinar al pago de los derechos de exportación.

• Las producciones provenientes de yacimientos off-shore, sin producción antes del 1º de octubre de 2008, recibirán un incentivo especial que será definido por la Secretaría de Energía.

La normativa también instituye un régimen especial para los pequeños refinadores y fija las condiciones y características que deberán cumplir los proyectos para ser clasificados como “Obrasde Infraestructura Critica”, en los términos del artículo 7º inc. b) de la ley Nº 26.360, que regula el otorgamiento de beneficios, tales como la devolución anticipada del IVA a los bienes u obras de infraestructuras y la amortización acelerada delImpuesto a las Ganancias.

En las empresas del sector, el lanzamiento de los programas fue recibido con cautela. Si bien hubo, casi de inmediato, algunos anuncios de inversiones, abundaron las dudas sobre el éxito de la iniciativa gubernamental, yaque se considera debería ser acompañada con una suba en el precio interno del petróleo.

Informe Industrial requirió la opinión de tres destacados especialistas sobre los alcances de los programas y su efectividad: el investigador senior de la Fundación Bariloche, Ingeniero Víctor Bravo; el ex Secretario de Energía y ex presidente de YPF, doctor Daniel G. Montamat, y el ex Subsecretario de Energía Eléctrica y de Gestión Empresarial y directivo del Instituto Argentino dela Energía General Mosconi (IAE), licenciado Jorge A. Olmedo, quien incluyó en su análisis otros aspectos de la problemática sectorial y propuestas especificas.

VICTOR BRAVO

“Por el Petróleo Plus se alcanzarían, según el gobierno, inversiones por 3.850 millones de dólares en yacimientos marginales; 2.500 millones de dólares en exploración offshore y 300 millones para crudos pesados y con alto contenido de azufre. En total unos 6.650 millones de dólares hasta el año 2014 (alrededor de 1.075 millones de dólares por año). Con estas inversiones se lograría, de acuerdo a declaraciones de funcionarios del área, un aumento de la producción al año 2014 del 13 % con lo que se llegaría en dicho año a los 40 millones de metros cúbicos apenas 2 millones por encima del crudo procesado en el año 2008. O sea que aunque el petróleo Plus fuera exitoso, a partir del año 2010 la Argentina se convertiría en importador neto de crudo.

Como lo más urgente es incrementar las reservas comprobadas y el Petróleo Plus pone énfasis en la producción y la condiciona a metas de índice de reposición de reservas muy bajos, las inversiones , estimadas por el gobierno, como producto del Plan son claramente insuficientes y se requerirían , sin contar el offshore, no menos de 150 pozos de exploración por año y las tareas conexas de sísmica, que implicarían cerca de 1.500 millones de dólares anuales a estos efectos( por ejemplo en Salta perforar un pozo puede costar 40 millones de dólares y en el mar cerca de 100 millones). Los actuales precios del petróleo en el mercado internacional no hacen atractiva a la Argentina para que empresas privadas realicen este tipo de desembolsos y lo está demostrando, por ejemplo, el paulatino alejamiento de Repsol y Chevron. Para peor no se tiene la empresa estatal como si la tienen Brasil, México y todos los países productores de América latina para instrumentar una política petrolera seria y adecuada a las necesidades del país en materia energética.

Por otra parte, no parece que las empresas titulares de concesiones de producción en nuestro país, excepto Pan American Energy (PAE) y algunas de menor tamaño, se muestren demasiado atraídas por los incentivosdel Petróleo Plus. Lo que están reclamando son precios internos entre 50 y 55 dólares el barril cuando actualmente el precio del WTI está entre 36 y 45 dólares. Tal es así que con esos precios internos a las refinadoras no productoras de crudo, les convendría más importar crudo para abastecer sus refinerías.

Dentro de este sistema, donde los compromisos de inversión están centrados en las empresas privadas, la experiencia histórica de país y no sólo desde la década del 90, indica que sólo han invertido para producir petróleo de áreas con reservas comprobadas descubiertas por YFP, incluso en áreas de alto riesgo. De manera que las adiciones de reservas comprobadas efectuadas por el sector privado fueron, en su gran mayoría, extensiones y no se han incorporado ni áreas ni cuencas a las tradicionalmente productivas. Incluso las reservas en aguas marinas de Tierra del Fuego contaron con la información producto de perforaciones en áreas continentales realizadas por YPF. Entonces si realmente lo que se quiere en aumentar las reservas comprobadas y alcanzar niveles de producción compatibles con las mismas, debió haberse recreado YPF como empresa estatal, aprovechando el vencimiento de las concesiones que se han ido produciendo y se producirán en los próximos años. Para cumplir este papel, Enarsa no es la estructura apta.

Si lo que se quiere es seguir con este esquema de hacer recaer la responsabilidad de las inversiones futuras en las concesionarias privadas, mecanismos como los del Petróleo Plus no van a dar resultado, pues las empresas se mueven esencialmente por señales de precios más que de bonificaciones e incentivos fiscales. Por otro lado con los actuales precios del petróleo y derivados en el mercado internacional y esencialmente con la pronta desaparición de los saldos exportables, desaparecerán también los derechos de exportación y, con ellos, el galimatías del Petróleo Plus.

Por el Refinación Plus se totalizarían 2.150 millones de dólares, valorque se alcanzaría ya si se concretara el proyecto de PAE en Chubut, que le permitiría a la empresa integrar sus actividades de upstream con las de downstream y posicionarse mejor en el mercado.

Desde hace por lo menos cinco años se sabe que el país necesita ampliar la capacidad de refinación tanto primaria como de conversión porque está totalmente desfasada la estructura de oferta de las refinerías con la estructura del mercado interno y la Argentina no es un país, hasta que las cuencas marinas no digan lo contrario, con petróleo suficiente como para pensar en exportaciones, esencialmente de derivados, que no sean marginales.

El decreto Nº 2014 y su reglamentación son de una complejidad y frondosidad, en el peor sentido de estas palabras, que dificulta su claro y unívoco entendimiento, careciendo estos instrumentos de una de las condiciones básicas que deben tener las normas legales cual es su simplicidad para no dar lugar a consultas permanentes y posteriores modificaciones”.

DANIEL G. MONTAMAT

“Cuando en el 2002 se congelaron precios y tarifas energéticas y se impusieron retenciones a la exportación de crudo y productos, el sistema energético operaba con excedentes y capacidad ociosa. Las altas tasas de expansión económica fueron agotando esa capacidad ociosa y los excedentes comerciales que se exportaban. El Estado tuvo que suplir el déficit de inversión en infraestructura energética privada y el país empezó a importar combustibles (gas oil y fuel) y gas natural. Pero la inversión pública en infraestructura energética es insuficiente y a veces llega tarde y mal. El déficit energético, con su impacto en las cuentas públicas y externas, obligó al Estado a promover nuevas inversiones privadas. Empezó por la energía eléctrica con el plan ‘Energy Plus’, siguió con el gas natural con el plan ‘Gas Plus’ y ahora le toca el turno al ‘Petróleo y Refino Plus’.

La lógica que guía estos planes es la misma: dividir aguas entre la energía vieja y la energía nueva. El que opera energía vieja y hundió capitales queda condenado a los precios y las tarifas intervenidas. La energía nueva o energía incremental se beneficia de precios más libres (o menos intervenidos) que se aproximan por costos declarados por el inversor más una utilidad razonable (los proyectos son aprobados por la Autoridad de Aplicación, el Ministerio de Infraestructura). En el caso del petróleo, como los precios están sujetos a retenciones con escalas móviles y precios máximos a partir de ciertas cotizaciones del valor de referencia internacional, el mecanismo utilizado para promover la suba de precios del petróleo incremental es un certificado de crédito impositivo transferible, que es deducible de laretención que se paga cuando el barril se exporta. El crédito impositivo deducible reduce la retención efectiva a pagar y, a menor retención, sube también la referencia de precios del petróleo incremental destinado al mercado doméstico (el barril promedio de crudos argentinos subiría de 44.5 dólares a 49/50 dólares). Se trata de un mecanismo alambicado para hacer subir los precios del crudo argentino, cuando empezaron a bajar los precios del crudo en el mercado internacional. El crudo incremental con mayores precios obligará a recomponer la ecuación con los refinadores y estos trasladarán los mayores costos a la cadena comercial con incidencia en los precios finales de los productos refinados (nafta, gasoil). Para el ‘Refino Plus’ los incentivos fiscales favorecerán la producción incremental de nuevos derivados, lo que beneficiaría los márgenes para invertir en nueva refinación.

Al ‘Petróleo Plus’ le comprenden las generales de los otros ‘planes plus’.

Primero, ‘el que se quemó con leche, ve una vaca y llora’. La divisoria de aguas entre energía nueva y vieja está llena de suspicacias. Quienes invierten en energía nueva tienen derecho a sospechar que cuando el capital esté hundido los van a recategorizar en la energía vieja. En consecuencia, llevan adelante proyectos que ya estaban en carpeta de ejecución, o proyectos que aseguran el recupero de la inversión en corto plazo.

Segundo, la aproximación por costos más rentabilidad razonable a los nuevos precios es máspropia de los segmentos regulados del mercado (redes de transporte y distribución). Los segmentos no regulados (up-stream petrolero, generación eléctrica) manejan otro enfoque del negocio: conocen sus costos y quieren saber el precio o regirse por precios libres de mercado. Del flujo saldrá la tasa de retorno que definirá su decisión de invertir o no invertir.

El nuevo escenario de ‘vacas flacas’ en la Argentina y en el mundo impone medidas integrales y audaces para relanzar la inversión energética: hay que eliminar las retenciones e ir a una transición regulada de precios y tarifas que apunte a recuperar las referencias internacionales y regionales y los costos económicos de un sistema sustentable (tarifa social incluida). Todo en una estrategia de largo plazo que restituya certidumbre de reglas y recupere la institucionalidad del sector. Nos perdimos las vacas gordas del petróleo para hacer la exploración de alto riesgo como hicieron los brasileños con grandes resultados; ahora debemos competir por inversiones más escasas. Los planes ‘plus’ no son suficientes: no convencen ni generan confianza”.

JORGE A. OLMEDO

“Llevamos muchos años sin descubrir yacimientos importantes de petróleo y gas, que impliquen un salto en el nivel de reservas. En general, los productores han priorizado extraer y exportar, en detrimento de explorar e incorporar reservas. Así, los recursos no renovables son, en términos relativos, cada vez más escasos. Entonces, debereplantearse la estrategia energética con un horizonte de largo plazo.

Urge definir un plan estratégico integral, orientado a diversificar la matriz energética a través de un mayor aporte hidroeléctrico y nuclear; de centrales eólicas de gran escala y de los biocombustibles, a lo que debe sumarse una política permanente de uso racional y de eficiencia energética, que institucionalice la gestión de la demanda.

Esto sin desatender el desarrollo gasífero y petrolero interno, para lo cual hay que encarar un Plan Exploratorio de Hidrocarburos similar al que realizan diversos países, siendo Brasil un ejemplo muy exitoso. Para ello, la Argentina necesita un marco regulatorio renovado, que genere una corriente inversora de riesgo para explorar en el mar como objetivo central, en base a un ‘contrato de asociación’ que resguarde el interés nacional y asegure el cumplimiento de los contratos a los inversores nacionales y extranjeros.

Una nueva ley de hidrocarburos

Está pendiente la sanción de una nueva ley que ponga al día una política y un marco jurídico para todo el sector de los hidrocarburos, desde la exploración y producción, hasta la refinación y comercialización. Por el contrario, se ha sancionado la ‘Ley Corta’, impulsada por las provincias petroleras y que atiende a resolver un solo tema de su interés directo, que es la transferencia del dominio de los hidrocarburos a esos Estados.

Las provincias petroleras tienen una gran debilidad institucional en este sector y una asimetría de recursos abismal frente a las empresas concesionarias. Por ello, se requiere una conducción integral de la Política Nacional de Hidrocarburos, que debe compatibilizarse con dicha transferencia del dominio. Éstano implica que esa política sea definida por los Estados petroleros, asumiendo roles propios e indelegables de la Nación.

Resta legislar con respecto al interés de los consumidores y de las provincias no petroleras, que constituye la mayor parte del país (85 % de la población).

La ley vigente (17.319) tiene más de 40 años y es muy completa, pero hay que actualizarla y clarificar las cuestiones claves con un debate amplio en el Congreso de la Nación. Por ejemplo, la Argentina está necesitando ampliar la capacidad actual en destilerías, pero los operadores privados no se deciden a invertir. Es un gran interrogante. Si hay una demanda en expansión, ¿cómo no responden a ese dato del mercado? Nos hace pensar que la incertidumbre regulatoria y la política de precios ‘administrados’ y sus contradicciones, no generan el marco adecuado para concretar cuantiosas inversiones.

En lugar de definir políticas de fondo, el Gobierno Nacional viene anunciando medidas parciales e improvisadas tales como los programas ‘Petróleo Plus’ y ‘Refinación Plus’, que tendrán un impacto muy poco efectivo para revertir la caída de reservas y de producción.

Un camino equivocado

Varias provincias, con acuerdo e impulso del Gobierno Nacional, vienen autorizando renovaciones y prórrogas de contratos vigentes, que originan serios cuestionamientos políticos y judiciales en las provincias involucradas.

Esta cuestión debería haber sido abordada una vez sancionada una nueva Ley Nacional de Hidrocarburos, que establezca condiciones regulatorias objetivas y precisas, basadas en la realidad del mercado internacional. Podría contemplar la extensión de las concesiones para poder amortizar las inversiones requeridas, pero con adjudicaciones a través de licitaciones abiertas y competitivas, seleccionando las mejores ofertas. Claramente, esta metodología excluye las renovaciones discrecionales a favor de los concesionarios actuales, los que sí podrían competir con los nuevos oferentes.

Precios, tarifas y subsidios

Se ha exagerado la política de mantener deprimidos los precios y tarifas de los energéticos durante varios años, para beneficiar a los consumidores en el corto plazo, instrumentando variados y cuantiosos subsidios. No sólo están desfasados con el Mercosur y el mercado internacional, sino que también hay un atraso relativo respecto de los precios internos, lo que origina un efecto combinado: por un lado, una demanda creciente por la mayor actividad económica, y por el otro, precios y tarifas que han incentivando un mayor consumo, en lugar de desalentarlo.

La recomposición de precios y tarifas de los energéticos tiene que ser racional y gradual, tendiendo a niveles de rentabilidad razonables y usuales en esas actividades. Esto debe ser acompañado por un régimen de ‘Tarifa Social’ (gas natural, electricidad y GLP) que asegure el acceso universal a los servicios públicos.

Esto contribuirá a crear condiciones jurídicas, políticas y económicas para que un flujo de inversión sostenido pueda atender una demanda creciente, con la orientación del Estado.

En paralelo, del rol de agresivo exportador de gas, petróleo y electricidad que asumió la Argentina en los ’90, ha pasado drásticamente a una situación inversa a causa de políticas públicas equivocadas. Ahora es un importador creciente a precios internacionales altos (combustibles líquidos; gas de Bolivia y GNL; electricidad).

Esta debilidad estructural impactará en la competitividad de la economía, en las finanzas públicas y en los usuarios finales.

Una reingeniería del área energética

La Argentina se encuentra en el medio de una crisis estructural, siendo prácticamente el único país que vendió su empresa petrolera estatal, que es un instrumento clave para el manejo de la política de hidrocarburos. Ahora cuenta sólo con Enarsa, que dista mucho de tener las características y capacidades que tienen las principales petroleras de América Latina.

Es preocupante el virtual ‘vaciamiento’ de poder de la Secretaría de Energía, por una excesiva concentración de decisiones en el Ministerio de Planificación, que comparte con la Secretaría de Comercio. Han sido debilitados losEntes Reguladores, a la vez que dicho ministerio también asumió la conducción política de CAMMESA, empresa que podría ser llevada a una situación similar.

Este cuadro requiere encarar sin demora una profunda reforma institucional y regulatoria. Debe jerarquizarse la política sectorial, creando un Ministerio de Energía. Hay que asignarle un rango superior y fortalecerla con recursos humanos, presupuestarios y tecnológicos adecuados, dotándolo de un área de Planeamiento Energético a mediano ylargo plazo. Resulta imperioso dar un salto de ‘calidad institucional’, abandonando la práctica habitual de anuncios y medidas improvisadas.

Desafíos claves para 2009/2011

Lamentablemente, tenemos un panorama de varios años con problemas energéticos.

Por ello, urge que el gobierno clarifique las políticas económica, fiscal y energética a mediano plazo. A esos fines, propiciamos:

• Aplicar una política integral para corregir las distorsiones de precios, tarifas y subsidios.

• Crear condiciones claras y estables para generar un flujo genuino y creciente de inversiones en el área energética.

• Fortalecer la capacidad institucional, regulatoria y de gestión del Estado.

• Elaborar un Plan Estratégico Sectorial, orientado a la diversificación de la matriz energética.

Enfrentamos una situación de incertidumbre respecto al futuro energético global y regional. Ante ese marco, resulta prioritario fortalecer el Mercosur ampliado y la alianza estratégica de integración entre nuestro país y Brasil.