Los recientes cambios en el régimen fiscal de proyectos específicos en Argentina han creado una oportunidad para aprovechar el mayor potencial productivo de la formación de esquisto Vaca Muerta. Esto probablemente se traducirá en una mayor actividad de plataformas en tierra, así como en posteriores operaciones de fracturación, ya que los proveedores de servicios petrolíferos se beneficiarán de una mayor inversión y de posibles cambios en los aranceles de importación y los controles cambiarios.
Si bien los incentivos se centran en proyectos grandes con un sesgo hacia las exportaciones de gas, Rystad Energy espera que estas reformas expandan marginalmente la actividad de perforación en los próximos años, atrayendo plataformas inactivas principalmente de los EE.UU., donde la actividad ha disminuido significativamente en comparación con los máximos anteriores en medio de múltiples vientos en contra.
El aumento de la perforación se orientará hacia las partes productoras de gas del yacimiento, y los operadores Tecpetrol, TotalEnergies, YPF, Pampa Energía y Pan American Energy impulsarán el crecimiento. Los operadores y las empresas de servicios argentinos anticipan que estas reformas iniciales pueden conducir a cambios adicionales que atraigan más inversores extranjeros, lo que resultará en una mayor actividad y expansión de productos.
El 23 de agosto, el gobierno federal publicó la versión final de su Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI), que se aprobó a principios de julio para promover la inversión extranjera directa (IED) en grandes proyectos en varias industrias.
El gobierno de Javier Milei introdujo estos cambios como parte de sus reformas más amplias de la Ley Bases, que originalmente apuntaban a cualquier inversión en moneda extranjera por encima de los US$ 200 millones, pero se vio obligado a hacer concesiones en la versión final de esta ley.
Si bien algunos proyectos de petróleo y gas downstream por encima de los US$ 200 millones son elegibles para estos términos comerciales e impositivos únicos, que fijan el régimen fiscal por 30 años, los proyectos de oleoductos y almacenamiento requieren una inversión mínima de US$ 300 millones, mientras que la exploración y producción (E&P) en alta mar y la E&P de gas en tierra deben superar un umbral de US$ 600 millones.
La producción de petróleo en tierra (incluso con gas asociado) está excluida de estos incentivos, ya que generalmente requiere menos adaptaciones para justificar nuevos pozos. Además, existe un requisito de contenido local del 20% para bienes y servicios, siempre que haya proveedores locales disponibles con calidad y precios similares.
Por último, el 40% de la inversión mínima debe completarse dentro de los primeros dos años. Los beneficios fiscales incluyen una tasa impositiva máxima del 25%, depreciación acelerada y disposiciones de traslado de pérdidas fiscales.
Los estrictos controles cambiarios han sido una característica de la economía argentina durante muchos años y se reconoce comúnmente que limitan la inversión extranjera. Los controles cambiarios se implementaron en 2011 en un intento de evitar que los ciudadanos usen dólares estadounidenses, conocidos como "Cepo Cambiario", un cambio de moneda muy restringido.
Estos controles fueron levantados en 2015 por una nueva administración, solo para ser reimpuestos en una forma más estricta en 2019. Para las empresas extranjeras de servicios petroleros, esto crea varios desafíos.
Los operadores pagan en pesos argentinos, lo que significa que solo pueden pagar a sus trabajadores en pesos, y cualquier ganancia argentina para la empresa matriz se intercambiará fuera del país a un tipo de cambio deprimido.
Si se requiere una nueva plataforma o flota de fracturación, el poder adquisitivo se ve disminuido por el tipo de cambio, y se deben pagar altos aranceles de importación además de los costos de movilización. Esto es especialmente punitivo para las empresas de servicios nacionales sin capital externo.
La nueva administración ha estado trabajando hacia un tipo de cambio flotante con el dólar estadounidense en una serie de pasos que hasta ahora ha reducido progresivamente la inflación después de alcanzar su punto máximo en diciembre de 2023.
El cepo sigue en su lugar mientras el país trabaja para restablecer el orden fiscal, evitando una fuga al dólar, lo que ocurrió cuando se eliminaron los controles en 2015, pero esto también puede levantarse en los próximos años a medida que la inflación real se alinee más con la tasa de devaluación planificada.
El beneficiario inmediato del régimen fiscal RIGI será el oleoducto Vaca Muerta Sur de YPF, de US$ 2.500 millones y 440 kilómetros de longitud, que transportará 700.000 barriles por día (bpd) de petróleo desde Vaca Muerta hasta el remoto puerto de Punta Colorada. Los proyectos de producción de gas de esquisto seco serán elegibles para el RIGI.
Las plataformas y flotas de fracturación importadas contratadas por la entidad de propósito único (SPV) vinculada al proyecto RIGI estarán exentas de derechos de importación como bienes de capital y repuestos. Esta disposición crea una ventana para traer unidades adicionales necesarias para impulsar la producción de las plataformas y los espacios de fracturación completamente utilizados dentro del país, que a veces luchan con el tiempo de inactividad relacionado con el mantenimiento.
Con los aranceles de importación actuales, las empresas de servicios extranjeras tienen ventaja en la importación de equipos porque pueden aprovechar el capital externo, mientras que los contratistas nacionales tienen obstáculos financieros adicionales.
Por ejemplo, Vista contrató a Nabors en mayo para que le suministrara una plataforma de perforación adicional de alta especificación para trabajar en Vaca Muerta, lo que elevó el total a tres plataformas activas, seguidas del despliegue de una segunda flota de fracturación SLB en junio.
Rystad Energy estima que se necesitarían entre 15 y 20 plataformas adicionales para cumplir con los aumentos de producción proyectados a 1,0 millones de bpd en 2032.
Aunque la actividad de perforación de pozos no relacionados con el esquisto en Argentina ha disminuido en los últimos meses, impulsada por la desinversión de activos convencionales de YPF, la perforación en Vaca Muerta ha permanecido limitada por la flota existente, con una porción significativa de la flota nacional de plataformas terrestres con una potencia nominal de 1.000 caballos de fuerza o menos.
Perforar un pozo en Vaca Muerta requiere plataformas con capacidad de plataforma con sistemas de desplazamiento o deslizamiento, así como bombas de lodo de alta presión (7.500 psi) capaces de remover recortes en tramos laterales largos. No es exagerado decir que el crecimiento de este yacimiento está directamente limitado por la cantidad de plataformas de alta especificación en el país.
Con la actual pausa en la actividad de plataformas en tierra en Estados Unidos y una probabilidad real de mayores descensos en la perforación, esto presenta una oportunidad para que los contratistas de plataformas movilicen plataformas inactivas a Argentina y respalden este desarrollo.
Si bien los incentivos actuales para proyectos RIGI excluyen la producción de petróleo en tierra y el gas asociado, sí comienzan a nivelar el campo de juego para la inversión extranjera en yacimientos de gas e infraestructura de tuberías necesarias para respaldar el crecimiento del yacimiento de gas de esquisto de Vaca Muerta.
Con la flota actual de plataformas de perforación de alta especificación al límite de la demanda actual de los operadores, existe una oportunidad para que los contratistas de plataformas internacionales movilicen plataformas capaces desde un mercado estadounidense deprimido a Argentina.
Si bien se limitan a proyectos de gas upstream, las autorizaciones de importación crearán una oportunidad para que los contratistas de plataformas locales e internacionales traigan plataformas adicionales al país.
El tiempo dirá si este régimen fiscal cumplirá con sus objetivos de inversión extranjera e impulsará exportaciones adicionales, pero parece ser un paso en la dirección correcta y que beneficiará tanto a los operadores como a las empresas de servicios petroleros.
