La reciente presentación de un nuevo proyecto de YPF amparado por el RIGI, por 25.000 millones de dólares, consolida el esquema de concentración de inversiones en Vaca Muerta, mientras regiones históricas como la cuenca San Jorge avanzan en una reconfiguración que encontró aire con el barril de 100 dólares, pero la pregunta central aún no tiene respuesta: ¿ya terminó de caer?
La decisión de YPF de incorporar su proyecto “LLL Oil” al Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI) volvió a poner en evidencia las dos dinámicas que hoy atraviesan a la industria petrolera argentina.
Por un lado, Vaca Muerta consolida inversiones multimillonarias con beneficios fiscales, estabilidad normativa y garantías de largo plazo para acelerar la producción no convencional orientada a exportación. Por otro, las cuencas maduras buscan adaptarse bajando costos para compensar la menor productividad geológica, a partir de nuevos esquemas operativos.
El nuevo proyecto presentado por YPF contempla desembolsos por US$25.000 millones durante 15 años, con la perforación de 1.152 pozos y una producción estimada de 240.000 barriles diarios a partir de 2032.
Los números de allá y los de acá
Ese volumen incremental del nuevo proyecto en Vaca Muerta representa casi un tercio de la producción actual, considerando que Neuquén alcanzó recientemente los 629.000 barriles diarios, según informó Shale24.com.
El dato permite además comparar con Chubut, que hasta el año 2020 era el principal productor del país: en marzo pasado produjo 117.000 barriles por día (la proyección de mayo muestra una baja), mientras que Santa Cruz -en la cuenca San Jorge, sin contar a la Austral- extrajo 56.000 unidades.
Los valores de Neuquén son extraordinarios, vinculados a la riqueza de Vaca Muerta. En marzo de 2019, cuando Chubut lideraba la producción, el volumen diario era de unos 152.000 barriles.
Un ‘éxito’ anunciado varias veces y un costo poco conocido
El régimen de incentivo a las grandes inversiones es uno de los hitos más repetidos por el gobierno nacional para mostrar el éxito de su política económica. Lo cierto es que casi la mitad de los proyectos ya alcanzados por la norma, fueron anunciados previo a su aprobación en 2024, e incluso estaban iniciados.
Algunos de los ejemplos son El Parque Solar El Quemado, que inauguró recientemente YPF Luz, que fue presentado 2023. Esta iniciativa fue la primera en ingresar y ser inaugurada dentro del paraguas del RIGI. El proyecto de litio de la minera australiana Galan Lithium y el oleoducto Vaca Muerta Oil Sur (VMOS), también fueron anunciadas en 2023.
Más allá de la temporalidad del anuncio de cada proyecto, el Estado aún no informó qué hará con el costo fiscal que significará la puesta en marcha de las iniciativas. Según información publicada por el Centro de Economía Política Argentina (CEPA), el costo fiscal que el Estado tendrá por los beneficios aduaneros, impositivos y fiscales por 30 años que el RIGI, podría llegar a los 2.362 millones de dólares anuales.
Esos incentivos se suman a los que tuvo en el período 2016-2019, con precios que triplicaban los valores de referencia en el mercado internacional, con una diferencia también aportada por el Estado nacional.
Más beneficios con el Súper RIGI
Para reforzar el camino al incentivo de más inversiones, el Ministerio de Economía anunció la creación del Súper RIGI en donde los beneficios son más favorables para quienes inviertan: la alícuota de Ganancias será del 15% (el RIGI original preveía 25%), un esquema mejorado que permite amortizar el capital invertido más rápido que el proyecto anterior (60% el primer año, 20% el segundo y 20% el tercero) y la exención total y anticipada de derechos de exportación e importación.
Pero más allá de la magnitud económica del anuncio, el dato de fondo pasa por el esquema de protección que ofrece el RIGI. El proyecto quedará alcanzado por beneficios como reducción impositiva, amortización acelerada, libre disponibilidad parcial de divisas y estabilidad regulatoria durante 30 años.
De la mano de la geología y los planes del gobierno nacional, Neuquén seguirá transitando un camino pavimentado de dólares en los próximos años, aunque en paralelo empieza a sentir las presiones sociales de un crecimiento inusitado, que tampoco alcanza para responder a las necesidades de todo un país.
Y mientras tanto, en las cuencas maduras
Mientras el país aplaude el auge de Vaca Muerta, distintos actores de la industria sostienen que la Cuenca San Jorge todavía conserva perspectivas de actividad a largo plazo, aunque bajo un esquema más acotado y exigente en términos de eficiencia.
La semana pasada, la Escuela de Petróleo que impulsa el Instituto Argentino del Petróleo y del Gas (IAPG) concretó el egreso de 20 nuevos técnicos especializados, un dato que dentro del sector fue leído como una señal de continuidad y adaptación de la actividad regional.
“El petróleo seguirá siendo fuente de trabajo, quizás en un volumen más acotado. El tema está en hacerlo económicamente viable”, sostuvo el gerente del regional sur del IAPG, Conrado Bonfiglioli.
El directivo consideró además que la región empieza a asumir que “los tiempos de hace veinte años no van a volver” y que el desafío pasa por construir “un futuro cierto y no inventado” para la actividad convencional.
Bonfiglioli también destacó que las nuevas operadoras comenzaron a trabajar en esquemas de cooperación para compartir equipos, coordinar actividad y sostener continuidad laboral en contratistas. “Hay una conciencia de que estamos todos buscando un horizonte para la cuenca, y eso lo da la industria más que una empresa en particular”, señaló.
El paraguas de los 100 dólares por barril, sin un esquema específico para áreas maduras
El RIGI seguirá incentivando inversiones fuertes en Vaca Muerta y no hay expectativa de que un programa similar se extienda hacia áreas maduras, como se pidió desde Chubut en varias oportunidades. Aun así, la cuenca San Jorge aspira a lograr un reposicionamiento de la mano de los nuevos actores y los que permanecen en la región.
“El hecho de tener el barril a 100 dólares es una oportunidad muy importante para el sector, que hay que aprovecharla porque hay más previsibilidad, que estimamos que se va a prolongar hasta fin de año -dijo el gobernador Ignacio Torres el viernes, en su paso por Comodoro-. Estimamos que en poco tiempo vamos a tener buenas noticias para la cuenca y el país”.
La expresión estuvo a tono con los planes que les comunicaron las operadoras con respecto a “recuperar un ritmo de perforación similar al año 2019” (lo que significaría pasar de 14 pozos por mes a los 29 que promediaba por entonces la provincia), abrieron una perspectiva diferente a la de los primeros meses del año.
Según dijo el ministro Federico Ponce semanas atrás, la perforación adicional significa entre 70 y 80 millones de dólares de inversión por sobre lo previsto inicialmente para este año. No hay precisiones -ya que los programas no están oficializados- pero la referencia aspiracional es al menos alcanzar los 1.000 millones de dólares de desembolsos en Chubut (lo que equivale al 10% de los desembolsos en Vaca Muerta).
Paradójicamente, la extraordinaria circunstancia internacional desactiva una de las pocas señales que había dado el gobierno nacional a la crisis de esta región, cuando a principios de este año anunció la suspensión de retenciones a la exportación de petróleo.
Como ese beneficio se activa cuando el barril cotiza a menos de 60 dólares, ya quedó de lado. Pero el incentivo de un precio alto es más importante que aquel sostén ante la baja, aun cuando se descuente el 8% sobre el precio final de mercado.
“Se alcanzó el vértice de la ‘V’, aunque no sabemos cuál será el ritmo de recuperación”
Fuentes empresarias que trabajan en la región consideran que el actual escenario podría representar “el vértice inferior de la V” en términos de actividad, a partir de los compromisos asumidos por distintas operadoras para reincorporar equipos de perforación y workover durante los próximos meses.
“No sabemos de cuánto será la recuperación, ni a qué velocidad, pero peor que ahora no deberíamos estar”, resumió uno de los referentes consultados por ADNSUR.
Las expectativas se apoyan en los anuncios oficiales vinculado a la suba de al menos 3 equipos de perforación adicionales para la segunda mitad del año (anunciados por PECOM, Crown Point, CAPSA y el perforador adicional de Pan American), además de esquemas de trabajo compartido entre compañías para sostener actividad de perforación y servicios especiales.
Desde Santa Cruz, referentes vinculados a las nuevas operadoras que asumieron las áreas de YPF aseguran que los resultados de la actividad empezarán a verse en los próximos meses, reflejado al menos en una ralentización de la curva de caída.
“Hay yacimientos chicos con esfuerzos muy grandes, que a partir de la reactivación de pozos van a mostrar resultados en poco tiempo”, sintetizó uno de ellos. Aun así, en ambas provincias se reconoce que todavía quedan por delante ajustes en la cantidad de trabajadores, ya que “hay empresas de servicios que quedaron sobre estructuradas para el nivel de actividad de hoy”.
A esto se suman los cambios de contratistas que hacen ruido por la falta de procesos licitatorios, que den más claridad a esa transición, según el reclamo que se escuchó fuerte desde Chubut el año pasado y que ahora empieza a escucharse también en Santa Cruz.
Un punto de partida para comparar a fin de año
La inestabilidad a ambos lados del puesto Ramón Santos se vio reflejada en un reciente plenario de los petroleros de Chubut, donde los dirigentes enumeraron empresas con problemas para pago de salarios y riesgos de continuidad en puestos de trabajo. No en vano hablaron también de la continuidad de acuerdos indemnizatorios con el 20% adicional, alertando que esa opción aun se encuentra vigente.
En ese contexto, no es extraño que persistan miradas mucho más cautelosas, frente a las proyecciones del cambio de tendencia productiva. Técnicos consultados relativizan el efecto que podría generar la incorporación de los equipos adicionales, al indicaro que, dependiendo del tipo de pozo diseñado y del área en que se perfore, podrían «no mover mucho el amperímetro».
“Con estos precios se encontró un piso de producción, pero si el contexto empeora en seis meses podríamos volver a caer fuerte”, sostuvo uno de ellos, con amplia trayectoria en la cuenca. ¿Cuál es el piso actual? En mayo, el promedio de producción se ubicaría en torno a los 116.000 barriles por día. Si en diciembre el volumen es superior a esa marca, se podrá constatar que los anuncios más optimistas se plasmaron en la realidad.
Entre los factores que siguen condicionando la actividad aparecen el aumento de costos en dólares, estimado entre un 15 y 20% adicional.
En ese escenario de reacomodos, con recambio de contratistas y una caída de empleo que no se refleja aún en toda su magnitud, pero con un panorama más optimistas que el de inicios de año con el barril a 60 dólares, la cuenca San Jorge aspira a encontrar al menos una certeza: definir si ya alcanzó el fondo del pozo, para aspirar desde ese punto a verificar algún tipo de mejora.
