Solo misterio en torno al acuerdo con Chevron

Esta semana, el Gobierno avanzó en dos iniciativas vinculadas con los hidrocarburos: primero, anunció una serie de beneficios para incentivar la producción y, posteriormente, firmó un acuerdo con la petrolera Chevron a efectos de asociarla a YPF para explotar el campo de Vaca Muerta.

¿Quién podría apostar a semejante proyecto en un país impredecible y con un lustro de espera?

Si existe algún otro beneficio para Chevron —ello se da por descontado— aún no se ha dado a conocer oficialmente. Ello también genera cierta suspicacia: ¿Por qué no se ha mostrado la letra chica de lo refrendado?

Lo poco que se sabe en estas horas, es que el acuerdo plasmado implica un desembolso inicial de u$s1.240 millones por parte de la firma norteamericana que permitirá el desarrollo de la primera fase en una zona de 20 kilómetros cuadrados, siempre según un comunicado de YPF.

En el mismo documento se aclaró que el “joint venture” entrará en vigencia cuando sea confirmado por la provincia de Neuquén, donde se localiza gran parte del yacimiento.

¿Podrá la provincia cobrar más regalías por esto? Nadie lo sabe todavía. MDZ estuvo hasta altas horas del martes intentando lograr algún detalle por parte de funcionarios de la provincia pero tampoco tenían certezas puntuales.


Qué dicen los especialistas

Especialistas del sector consultados por el portal Infobae, destacan como positivo que el acuerdo establecerá un marco normativo para el ingreso de inversiones en una compañía de peso internacional como Chevron. Asimismo, permitirá la llegada de divisas a un sector que se convirtió en uno de los más deficitarios debido al incremento de importaciones.

El convenio contribuirá con inversiones para el desarrollo del potencial de hidrocarburos no convencionales, que además de financiamiento internacional precisa un "know how" adecuado, que sólo pueden aportar las grandes petroleras.

Sin embargo, en contra del entendimiento rubricado, los especialistas señalan que dista mucho de resolver el déficit energético, genera dudas sobre el tipo de cambio que el Estado va a reconocer a los inversores y no disipa futuros conflictos jurisdiccionales con las provincias, que tienen el dominio de las áreas de explotación.

Por otro lado, la iniciativa no fija pautas de largo plazo, como demanda un sector como el petrolero, mientras que el monto comprometido, de u$s1.200 millones en cinco años, representa apenas u$s20 millones por perforación, una cifra escasa ante la que se necesita para desarrollar el campo ubicado entre Neuquén y Mendoza.

Jorge Lapeña, presidente del Instituto Argentino de la Energía General Mosconi y ex secretario de Energía entre 1983 y 1988, dijo a Infobae que "el decreto parece ser un traje a medida para los que van a firmar ese contrato, cuyas cláusulas no conocemos. Esto habla de un cierto secreto de la cuestión. Tiene una gran pretensión, que es lanzar un régimen de promoción de la actividad de explotación hidrocarburífera. Esto es una política con mayúsculas, que no se puede lanzar por un decreto del que se entera por el Boletín Oficial".

"Una política se lanza explicándola, fijando objetivos de largo plazo, normativas técnicas y legales, elaborando contratos tipo, discutiendo posibles interesados, evaluando alternativas, haciendo giras de promoción y en definitiva, haciendo una normativa más amplia", expresó Lapeña.

El Decreto 1277/12 que reglamentó la ley de expropiación de YPF estableció una fuerte intervención en el sistema de precios, aunque omitía referirse a valores de referencia internacional ni de la libre disponibilidad de divisas. Ahora, el Decreto 929/2013 plantea la libre utilización de los dólares generados por la exportación del 20% de la producción que se obtenga de estos proyectos de inversión a partir del quinto año.

Daniel Montamat, ex presidente de la estatal YPF entre 1987 y 1989 y ex secretario de Energía (1999-2000), comentó al respecto que:

"Si el país no está autoabastecido y ese 20% se tiene que reorientar al mercado interno, tienen que respetar los precios internacionales y dar la libre disponibilidad de divisas".

"Técnicamente en esta industria se discuten las diferencias entre precios y costos, eso se llama renta petrolera y se reparte entre el Gobierno y las empresas que tienen que invertir. Los mecanismos para apropiarse y distribuir esa renta tienen que ser muy previsibles y claros para que vengan a invertir, y acá hay una serie de dudas: por ejemplo, el 20% está sometido a este régimen especial, pero qué sucede con el 80% restante. Es una duda real", cuestionó Montamat.