En diálogo con EnerNews/Mining Press, el conocido experto y ex autoridad energética nacional se refirió al presente y perspectivas de dos mercados que, aunque diferentes en su desarrollo y coyuntura, tienen a su juicio más aspectos en común de los que parecen. “En oil&gas y en Minería, el Estado no se puede comer la renta, porque se acaba la inversión y desaparece el negocio”, advierte Daniel Montamat. A la vez, se lamenta de que en la campaña electoral se está hablando poco de cómo crear un escenario propicio para el desarrollo de estos dos sectores clave.

-¿Qué opinión le merece el anunciado fin del Petróleo Plus?
- A nadie le sorprendió. Petróleo Plus compensaba las retenciones que gravaban  al petróleo exportado con créditos impositivos (Certificados de Crédito Fiscal) para promover inversiones en la actividad petrolera (producción, reservas). Como ahora los precios domésticos del petróleo son superiores a los internacionales y el petróleo exportado ya casi no paga retenciones  (en sucesivas modificaciones la alícuota se redujo al 1%) y además recibe incentivos del Plan de estímulo a la producción petrolera (US$ 3 adicionales), no tiene sentido sostener el plan Petróleo Plus. Devino una cuestión abstracta que no tenía aplicación práctica. De hecho ya había caído en desuso. Las compañías que todavía tienen créditos por ese plan (alrededor de US$ 800 millones) los podrán canjear por títulos de deuda externa.

-¿Cómo está hoy el sector del Petróleo y el Gas en la Argentina a la luz de los actuales estímulos?
-Puede haber logrado ciertos estímulos, pero todavía el oil&gas padece problemas macro económicos. Es un sector expuesto, como todos los de capital extensivo, a los problemas de una economía con alta inflación,  retraso cambiario, cepo con la imposibilidad de girar utilidades y horizontes muy inestables en el largo plazo. Todavía sigue expuesto a una intervención discrecional  a corto plazo y no tiene señales de precios que permitan definir un horizonte para inversiones productivas o exploratorias en el largo plazo. Además, la institucionalidad está muy sujeta a la intervención de los entes regulatorios, hoy intervenidos.

Por ejemplo, uno de los estímulos es el precio para la producción incremental de gas, a pagar por las distribuidoras, pero éstas no lo pueden pagar sin el subsidio del gobierno y éste ha dicho que les llegará en cuotas.  ¿Estoy recibiendo o no ese precio incremental? Hice una serie de desarrollos productivos pensando en ese precio que recibe la producción incremental de gas y ahora resulta que no lo recibo por la interferencia del Ministerio de Economía que cambia reglas.

También falta una planificación. Todo es creíble cuando está acoplado a un plan energético a largo plazo. Los estímulos que ha recibido el sector que pueden ser precios diferenciales a la producción incremental, un precio para el petróleo  hoy  por encima de las referencias internacionales y cierta posibilidad de acoplarse a planes de inversión de cierto nivel y tener giros de utilidades, en función de las exportaciones a partir del quinto año (como los contratos que firma YPF con socios estratégicos), no son estímulos creíbles en este marco de discrecionalidad y economía inestable, con un dólar atrasado.  La inversión adicional fundamentalmente pasa por YPF, que goza del financiamiento que no tienen otras empresas (fondos públicos) y está obligada a creer en los estímulos del gobierno que la controla , pero no es algo que se traduzca a una mayor inversión generalizada en el sector.

-¿Y las otras petroleras en qué situación están? 
-Han reaccionado algo al plan de estímulos al gas nuevo que se pasa a pagar U$S7,50 / MBTU cuando por el otro gas reciben U$S 3,00 promedio, pero esa diferencia es subsidio que debe ser pagado con fondos nacionales y entonces sucede lo dicho: el gobierno no brinda los subsidios para que las distribuidoras paguen ese precio de gas. Así, el resto de las empresas siguen en una tendencia a la sub inversión: cuando hay horizonte de corto plazo, intervención discrecional y los nuevos estímulos no son creíbles  se sobreexplota lo que está en producción y es mínima la inversión exploratoria.

- ¿Cuál es el segmento más dinámico en los hidrocarburos argentinos?
- Hay cierta reacción en el tema de gas natural sobre estos planes de gas nuevos, en todas las cuencas pero de manera fundamental en la Neuquina. Este plan de estímulo ha influido en este segmento y por primera vez en estos meses la oferta de gas natural está creciendo. Hubo cierta respuesta de YPF, PAE, Total y de otras, pero el petróleo siguió declinando.

Este análisis también es aplicable a la inversión en Minería. Es necesario despejar el horizonte macro económico del país, que quiere recibir dólares y no puede tener impedimentos para que salgan. Habría que levantar el cepo con un programa de estabilización económica de sustento fiscal y  llegar a una inflación de un dígito, como  nuestros vecinos. Tener una variable cambiaria previsible: ¿Cuál es el dólar? ¿El oficial o el paralelo?.  Este planteo es común a la inversión en capital fijo, porque el petróleo y la minería son capital intensivo, requieren de mucha inversión.

-¿Pero eso bastaría para alentar la inversión minera? 
-Luego de las condiciones macro, hay que ir a ciertos estímulos. Yo no iría por minería nueva y minería vieja, como ha sido en la  Argentina con gas nuevo y gas viejo, porque siempre que se meten en estos esquemas uno se pregunta cuándo la producción nueva pasará a ser vieja, ya que si provocaron interferencia antes pueden hacerlo en un futuro. Por eso las reglas no deben discriminar, hablando de lo micro y sectorial, tienen que ser reglas para la minería, nueva y vieja, para el petróleo, nuevo y viejo. Porque es el minero o el petrolero quien decide la inversión a partir de los precios y costos. El Estado no puede intervenir en la ecuación que determina la renta pero lo que sí puede decir es de cuanta renta se va a apropiar, lo que se conoce como government take, lo que el Estado toma y la otra parte quedará para el minero o el petrolero que decidirá si es interesante para llevar adelante la inversión.

Frente a esto, las mineras podrán decir que el Estado en Argentina - vía Nación, provincia o localidad - se apropia de una renta mucho mayor, en comparación a otros regímenes, y habrá que ver si esta apropiación es compatible con la productividad de los yacimientos.  En Arabia Saudita te podrían pedir  un 80/90% de la renta porque sólo con ese 10/20% de apropiación por la empresa el negocio cierra, pero en Argentina donde existen altos costos de explotación (renta es precio menos costo, altos costos es menos renta y poca productividad), hay que ver las condiciones del reparto de esa renta, ser muy cuidadoso y guiarme por regímenes alternativos. Nunca recomendaría, en Minería, el régimen de retenciones porque gravan la renta bruta y disminuyen la renta neta porque bajan el precio de referencia. Los regímenes comparados de Chile y de Perú tratan de apropiarse de renta neta más que de la bruta porque si se grava la renta bruta los yacimientos marginales quedan fuera de explotación. Eso es lo que hay que tener en cuenta, tanto en minería y como en oil&gas.

Estas industrias tienen la similitud de ser rentísticas; esa renta, en beneficio de la comunidad que es  dueña originaria de los recursos, la provincia o la Nación, tiene que ser maximizada, si la torta es más grande gana la empresa y el gobierno.  Una vez maximizada, hay que discutir cómo se reparte esa renta. En el sector minero, el gobierno nacional se apropia de una porción mayor dejando al provincial en desventaja. Eso hay que tratar de revisarlo con miras a una mayor explotación.

- Con lo cual las provincias están obligadas  a ensayar fideicomisos, impuestos inmobiliarios como en Santa Cruz o a crear empresas públicas de minería asociadas.
- Sí, las provincias tratan de compensarse de este reparto de renta con la Nación con todos estos mecanismos adicionales de apropiación de renta,  y esto termina frustrando nuevos desarrollos y nueva explotación y así se termina achicando la torta pero es una forma ineficaz de compensarse para dar credibilidad y licencia social a la minería porque no le llega renta a la localidad involucrada en la explotación.

- ¿Qué está viendo en plataformas electorales frente a estas cuestiones? - No es un tema central, se está hablando muy poco en la campaña. Aquellos que propician cambio deberían dar más contenido al cambio, de qué se trata, porque continuidad ya sabemos lo que es: más de intervención discrecional en el sector de los precios políticos que han existido, cortoplacismo, aquellos que proponen algo alternativo deberían  vestirlo con propuestas más concretas.

¿La Ley de Hidrocarburos, cómo condiciona lo que viene? 
-Hay algunas señales en el sector petrolero, pero son fundamentalmente para los incumbentes, aquellos que ya están. Esta ley trabaja vía nuevas concesiones de recursos no convencionales o prórrogas en convencionales con los que ya están. Extiende a perpetuidad derechos a cambio de un régimen de reparto de renta Nación-Provincia-Empresa, pero no están explicitados los precios de los hidrocarburos y si esto no se detalla la renta queda indefinida. No es una ley que de por sí vaya a despejar las dudas de los inversores para venir al sector petrolero. Está muy pensada para la YPF controlada por el Estado para que pueda ir negociando sus derechos con inversores, tipo Chevron, que le pone el capital que no tiene para ir viendo cómo se desarrollan estos recursos alternativos. La oposición política debería dar más contenido a su propuesta sobre tres ejes. Primero: renegociar los precios. ¿Por qué el precio del petróleo y los combustibles son mayores a la referencia internacional? Algunos petroleros dicen que durante mucho tiempo hubo precios manejados políticamente por debajo de las referencias y ahora estamos compensando. Esto no sirve, porque no es una buena señal para el verdadero inversor a largo plazo que cuestiona quien es el que decide el precio del petróleo en Argentina, que está por encima de la referencia mundial, por un acuerdo nación, provincia y empresa. Es preferible manejarse con referencias del mercado internacional. El precio sostén fijado para el petróleo y los combustibles hoy por lo tanto no influye a largo plazo como estímulo, sólo cuida en el corto plazo las cuentas de YPF.

 Segundo eje: ¿cuál va a ser la institucionalidad que va a regir al sector ¿es suficiente con la ley de hidrocarburos o hay que agregarle otras cosas?. Tercer eje: ¿cuál es la estrategia?. Haciendo una relación entre la Batalla del Petróleo de Frondizi. Debe explicitarse una estrategia sectorial  a largo plazo. Hay que pensar en la Argentina energética en función de las riquezas potenciales relativas porque nuestra demanda primaria es mucho más gasífera, con un parque térmico de generación de electricidad que depende del gas natural y porque entre los recursos no convencionales, casi el 80% es gas y no petróleo. YPF le apunto al shale oil, pero hay que ir al gas, esa es la prioridad de una estrategia de largo plazo que no excluye la necesaria diversificación de la matriz energética.

Entonces, la estrategia general de precios y la institucionalidad, con una tarifa social que cubra de ciertas recomposiciones, que tienen que venir en el sector para aquellos argentinos que por niveles socioeconómicos no pueden hacer frente, debe tener el marco de una nueva política de largo plazo. Si resolvemos esto tenemos el gran potencial para desarrollar seguirá durmiendo el sueño de los tiempos.

-¿Y de cara a la Minería?
-La minería tiene un gran potencial pero está afectada por baja de precios internacionales, y  en sus costos por todas estas dudas de corto plazo que se he planteado. Se le está tocando a la minería su ecuación de rentas, porque los precios bajan en la referencia internacional y los costos están expuestos a esta discrecionalidad que subrayamos. El mensaje es “me compenso por acá porque no me diste renta con esto otro”, con lo que se afecta seriamente el desarrollo del potencial. Habría que solucionar el tema macro como señal y el micro a nivel de estímulos concretos para que esa ecuación precio – costo se traduzca en una renta mejor repartida, lo que que permitiría atraer inversiones. Aquí hay una similitud entre la industria petrolera y la minera: en las dos se discute rentas, como se apropia y cómo se distribuye esa renta.

-¿Cuáles serían los segmentos en hidrocarburos que ve con mayores posibilidades?

- El gas natural, antes que ningún otro. Hay que dar la batalla, convencional o no convencional eso que lo decidan las empresa. Una señal de precios, reglas de largo plazo y una estrategia de estímulo. Porque hay mucho tight gas  al que se accede más fácilmente que al shale.

Se necesita diversificar la matriz de energía, hay mucha posibilidad para las energías renovables. ¿Por qué no hubo más desarrollo? Porque pisamos políticamente los precios de los hidrocarburos y entonces  la demanda iba a consumir lo que fuera más barato. Si hubiéramos tenido precios alineados a las referencias internacionales hoy tendríamos más generación eólica, algo de solar, más biomasa, posiblemente algo más hidroeléctrico y esto debe ser resuelto en un plan a largo plazo. Este es el balance y hay que vincularlo a un plan energético de largo plazo que vuelva a integrar a la región. Porque hay compatibilidades energéticas en la región, escaseces y abundancias que se compensan. Integrando y articulando los sistemas energéticos regionales ganamos todos

- Ya hubo un modelo de  exportación de gas a Chile que se agotó en prácticamente una década.
-Pero quedaron los caños y pueden servir, quizás, para que Argentina importe gas de Chile ahora. Y si llegamos a desarrollar solo el 20% de los recursos técnicamente disponibles de Vaca Muerta, esos ductos volverían a exportar gas. Argentina tiene más gas que petróleo, el desafío para la próxima década es la batalla del gas como en el ‘58 estuvo la batalla del petróleo.

-¿Cuál es el verdadero precio de equilibrio en Vaca Muerta? 
-El precio que recupera costos,  dice el análisis de YPF está cerca de los US$ 80 por barril para el petróleo. Hoy tenemos el petróleo liviano en US$ 77 con un programa de estímulo de  US$ 3 adicionales si uno supera la curva de producción básica. El inversor de largo plazo se fija en el precio del mundo no el transitorio del país. Hoy hay muy poco desarrollo de shale gas , pero con un gas a  U$S 6 para todas las Cuencas habría desarrollo de gas no convencional, primero tight gas, como en EE.UU y hay que ver si hay más potencial de gas convencional. En el gas hay margen para subir los precios domésticos, porque no existe un precio internacional de referencia.  Y hay que guiarse con los costos de oportunidad de importar, a Bolivia se le paga US$ 6, porque bajó mucho el precio del gas natural, cuya evolución está atada a una canasta del precio del fuel. Fijando un precio para todas las cuencas de U$S 6 creo que habrá mucho más gas del que hay ahora.

Interesante es el caso de Bolivia, del que tanto se habla ahora porque fue más cuidadosa con la macro y se puede endeudar. No se metieron con el Banco Central, para pintar papel ni financiar deficit público. Crearon un contexto de inversión productiva a largo plazo, petrolera y minera, con estabilidad, inflación baja y manejo cambiario mejor que el argentino. Luego se metieron con la nacionalización de recursos e intentaron atrapar toda la renta.  Pero como advirtieron que eso tenía límites negociaron acuerdos más o menos viables con las empresas privadas. La implementación de muchas medidas se ha retrasado pero hay mayores niveles de producción para afianzar los mercados en Argentina y Brasil y desarrollar el mercado interno. Ahora Bolivia debería desarrollar más reservas para mantener su negocio del oil&gas, revisar las cuentas para ver si con los nuevos precios las condiciones de apropiación y reparto de rentas son las factibles para reinvertir. Sentarse a discutir cual es la nueva renta. Basada en los precios y costos bolivianos nuevos. Cuanto queda para el gobierno y cuanto para las empresas inversoras. Esa es la lógica en cualquier parte del mundo, los argentinos también lo sabemos, aunque a veces los gobernantes se hagan los distraídos.