Contexto y antecedentes

Desde la llegada del offshore de hidrocarburos al debate público en nuestro país, la exploración y  explotación petrolera en el Mar Argentino fue presentada, sin fundamentos, como una “oportunidad única para el crecimiento económico de nuestro país”. Al igual que sucede con el proyecto Vaca Muerta, los principales argumentos “eldoradistas” presentados alrededor de estos proyectos son la generación de divisas, energía y de empleos. 

Pero se esconde que el contexto mundial nos encuentra inmersos en un proceso global de transición energética. El abandono de los combustibles fósiles, y de la infraestructura que los acompaña, es inevitable en una senda ya demorada de reducción y prevención de la crisis climática. Impulsar proyectos de petróleo y gas offshore en este contexto termina siendo, inexorablemente, en detrimento financiero para Argentina. Especialmente bajo las condiciones de entrega, saqueo y dependientes con las grandes empresas transnacionales petroleras.

La reorganización del sistema energético en su conjunto y la incorporación de nuevas tecnologías, principalmente renovables, en la producción y distribución de energía, son inevitables. Si bien Argentina todavía depende en gran medida de los combustibles fósiles, es necesario que comencemos la senda que convierta al país en un líder regional en tecnologías e infraestructura renovable y no en seguir ampliando la frontera hidrocarburífera. La incorporación de fuentes de energía renovable, con la solar y la eólica a la cabeza, impulsará la renovación de la industria energética que necesitamos, garantizando un derecho a la energía en todo el territorio que permita ahorrar la importación de energía externa y generando un verdadero impacto en la balanza comercial y económica del país.

Precisamos un rol central del Estado para articular y diseñar los procesos locales y regionales de transición energética. Liderar este proceso es urgente, como lo es realizarlo en conjunto con las empresas estatales nacionales y provinciales, las pequeñas y medianas empresas, las cooperativas eléctricas de todo el país. Si no empezamos cuanto antes, corremos el riesgo de perder la oportunidad y un rol estratégico y central en la industria naciente de renovables. Una demora de décadas en este sentido reducirá a que nuestros procesos de transición energética local sean absolutamente dependientes del Norte Global y los procesos neocoloniales y de capitales transnacionales (como pretende avanzar el offshore) bajo una esfera eminentemente corporativa y privativa.

Presentamos entonces el presente documento como un insumo clave para una discusión real sobre el avance y la implementación de proyectos de exploración y explotación petrolera offshore. Todo ello sin considerar los enormes impactos ambientales locales de este tipo de explotación. Los datos de este documento comprenden el marco regulatorio vigente bajo el cual se inscribe el descontrolado embate de la exploración y explotación petrolera, tanto para las empresas extranjeras como Shell y Equinor, como para la empresa YPF (parcialmente nacional).

Acceso a divisas en país de origen 

Según el marco regulatorio actual, las empresas que aumenten su producción de hidrocarburos respecto del año anterior podrán acceder al mercado de cambios para pagar deuda en el exterior, dividendos o girar dinero al exterior. Esto significa que las compañías pueden comprar una determinada cantidad de divisas (al cambio oficial) y sacarlas del país. Por lo cual no hay ninguna garantía que suceda lo mismo que con el megaproyecto Vaca Muerta donde la salida de divisas supera al ingreso de las mismas. 

• El Decreto N° 277/22 creó regímenes de Acceso a Divisas para la Producción Incremental de Petróleo y Gas. 
• Las compañías pueden acceder a comprar una determinada cantidad de divisas (al cambio oficial) y sacarlas del país. El modus operandi de estas empresas para poder sacar la mayor cantidad de divisas al exterior es:
  • Las filiales locales se endeudan con la empresa matriz a tasas de interés infladas y con el pretexto de saldar su deuda, giran así mayor volumen de utilidades, sin reinvertir en el país.  
  • De esta manera, reducen sus ganancias en el papel y erosionan la base de sus pagos de impuestos en el país de producción, elevando las ganancias financieras reales de la misma empresa o grupo económico en el exterior.
• La salida de divisas para financiar las inversiones del sector, podrían estar por encima de las regalías y beneficios que generarán estos proyectos los próximos 30 años, como viene ocurriendo conforme lo muestra el informe de Enlace por la Justicia Energética y Socioambiental

Derechos de exportación y retenciones

A su vez, la necesidad de obtener un saldo positivo en la balanza comercial y energética se presenta como otro gran argumento para el avance sobre el mar, para así reducir la dependencia del país de la importación de combustibles. Pero nada del marco regulatorio garantiza esto, el avance de la exploración y explotación petrolera tendrían permitido orientar su extracción a la exportación. 

• La Resolución 26/2023 de la Secretaría de Energía publicada a principios de 2023, habilita a las empresas a solicitar una alícuota de 0% por derechos de exportación. 
• Esto significa que los proyectos que inviertan 1000 millones de dólares en 5 años y, de esa manera, queden dentro del Régimen de Promoción del Decreto 929/13 y acceden a pagar nada por exportar hasta el 20% de los hidrocarburos extraídos en suelo y mar argentino.  
• Vale destacar que el marco de aplicación de esta resolución es el Decreto 929/2013 firmado por el Poder Ejecutivo nacional, llamado “Soberanía Hidrocarburífera”, el cual crea un régimen de promoción de inversión para la explotación de hidrocarburos.

La promesa de las regalías

El impacto sobre las regalías a nivel nacional es otra de las promesas que constantemente se usan para justificar el avance y la profundización de la frontera hidrocarburífera en nuestro país. Como se ve, aún utilizando los datos oficiales, los montos reales a obtener en este concepto no cambian la ecuación económica de un país, ni siquiera de una provincia.

• Según el decreto Decreto 900/2021, empresas concesionarias del bloque CAN-100 abonarán las regalías en un esquema escalonado.
  • Los primeros 10 años de explotación abonarán solamente el 6%
  • del año 11 al 20 abonarán el 9%
  • del año 21 al 30 abonarán el 12%
• Considerando el potencial de la cuenca Argentina Norte según estimaciones de Rystad, la consultora noruega líder a nivel mundial para la industria del petróleo y el gas, sería de 20.706.200 barriles (a un precio de referencia de exportación de hoy: US$75 x barril)
  • Las regalías que dejarían los primeros 10 años de explotación del CAN 100 serían de sólo unos US$9 millones por año. 
  • Debido a la “maduración” de la cuenca y la baja en la producción estimada por pozo, del año 11 a 20 de producción, las regalías serían menores, de solo de US$4,7 millones por año.
• Para los bloques otorgados a través del Concurso Público Internacional Costa Afuera N° 1 llamado “Ronda 1” se aplican las regalías según determina el Decreto 872/2018
  • Corresponde abonar entre el 5% y 12% en función del grado de desarrollo de los respectivos proyectos
• Considerando que potencialmente se exportarán 37 mil barriles por día  y tomando como precio de referencia de exportación de hoy a US$75 el barril
  • Las regalías totales anuales serían de sólo US$51 millones con la alícuota del 5%
• En Noruega, si bien las empresas petroleras como Equinor no pagan estrictamente regalías, el petróleo y el gas pagan un elevado impuesto adicional, que se suma al impuesto corporativo del 22%. Así que el impuesto total sobre el petróleo es del 78%¹. La diferencia es tanta que nos omite de comentarios.

Nivel de empleabilidad magro 

La generación de empleos y de desarrollo local en la costa argentina también poseen narrativas que contradicen el marco vigente. Cabe destacar que muchos de los puestos de trabajo que se generan con el offshore son de corta duración o implican competencias y/o habilidades especiales lo cual requiere el empleo de trabajadores extranjeros.

• Según los datos publicados en 2022, Equinor en Argentina tiene tan solo 3 personas empleadas en forma directa.
• Considerando las estimaciones de la consultora Ecolatina para la cuenca Argentina Norte, con una producción supuesta de 80.000 barriles diarios, utilizando datos de referencia del ente oficial noruego de petróleo³, esto implicaría 300 empleos directos en offshore y 6575 indirectos. Un número muy lejano a los 200.000 empleos que prometen infundadamente desde los gobiernos y las empresas. 

Emisiones comprometidas por los proyectos

En un contexto de crisis climática y eventual abandono total o parcial de los combustibles fósiles, las emisiones asociadas a los proyectos de exploración y explotación petrolera offshore en Argentina también representan externalidades y costos financieros no incorporados. Esto es de mayor preocupación teniendo en cuenta que debido a los efectos de la crisis climática, por la cual los hidrocarburos son uno de los principales causantes, los costos económicos y financieros que tendrán sobre el Sur Global serán aún mayores que los que caerán sobre el norte. 

• Un relevante y altamente subestimado factor a tener en cuenta al evaluar estos proyectos son las emisiones estimadas que generaría la producción, transporte y quema de dichos combustibles fósiles. 
• Tomando el potencial de producción que estima el análisis previamente citado de la consultora Ecolatina⁴, y aplicando los factores de emisiones de CO2 para crudos offshore de la región de entre  554 y 588 kg^{5 6}  de CO2 por barril (valor estimado de emisiones por extracción,transporte y quema).
  • En ese sentido, dado que Ecolatina estima 58.850.000 de barriles de petróleo para la cuenca Argentina Norte, esto implicaría entre 30.960.290 y 34.603.800 toneladas de CO2.
  • Para la cuenca MLO se estiman 698.562.500 barriles, lo que generaría entre  387.003.625 y 410.754.750  toneladas de CO2. 
  • Es decir que esta expansión de la frontera petrolera en el mar, generaría un total de entre 417.963.915 y 445.358.550 toneladas de C02 en sus 20 años de vida útil.  Esto equivale a lo que emitirían 14 millones de autos medianos durante un año entero año, durante ese lapso de tiempo.

Análisis de un informe realizado por la consultora Ecolatina 

La consultora Ecolatina realizó un estudio de largo plazo del impacto económico que generaría el desarrollo Hidrocarburífero offshore en el Mar Argentino. El estudio aborda cuál sería el efecto sobre la economía argentina de la exploración y del desarrollo de los proyectos Hidrocarburíferos Costa Afuera licitados en la Ronda 1 Argentina más el bloque CAN 100. 

Producción proyectada para cuenca Argentina Norte por consultora Rystad

Base de Datos Rystad. Rystad Energy UCube. Consultado el 7/12/2022

• Se analizaron los impactos económicos en caso de que existieran descubrimientos hidrocarburíferos en las Cuencas Argentina Norte (CAN) y Malvinas Oeste (MLO). Se consideraron los escenarios hipotéticos de mínima, media y máxima, de 1,5 y 10 descubrimientos para CAN y 1,3 y 7 para MLO.
• Ecolatina estima para Cuenca Argentina Norte una producción de 80.000 barriles diarios (con tres escenarios para el potencial de producción total: 560 millones de barriles de mínima, 2800 millones de media y 5600 millones de máxima):
  • Eso equivale aproximadamente a 14 veces la producción actual de la Cuenca Austral – la cual lleva más de 30 años de desarrollo.
  • Según Rystad, el pico de producción para CAN será 24.000 barriles diarios con una producción promedio, durante la vida útil estimada del yacimiento (2038-2058), de 7.900 barriles diarios
• El análisis realizado por la consultora toma como supuesto un precio de barril de petróleo a 80 USD, para toda la duración del proyecto a partir de 2034. Este valor sugerido no es el apropiado para evaluar la factibilidad de un proyecto de largo plazo, ya que ignora factores coyunturales y las proyecciones de demanda mundial de hidrocarburos.
  • Hoy el Brent, el valor de referencia que se utiliza a nivel mundial, está cercano a los 80USD/bbl (barril de petróleo crudo). Este valor se da por una coyuntura muy particular: la guerra en Ucrania, la escasez provocada por este conflicto y la OPEP restringiendo la oferta. 
• Por último, Rystad estima el potencial de producción total de CAN en 57 millones de barriles, lo que equivale a aproximadamente 3 meses de la producción actual de la Argentina. Un valor muy lejano a lo que se difunde en medios y desde el gobierno.  
• Según el análisis que realizó Rystad Energy, los precios de equilibrio (break even – es decir cuando la explotación comienza a generar ganancias y cubre todos los gastos) en el área CAN para Equinor oscilarán entre 107 USD/barril y 160 USD/barril. No existe previsión de un precio de barril en esos valores. Rystad tiene para el precio futuro del petróleo, que se sitúa en 50 USD/barril hasta 2050. También son mucho más altos que las expectativas de precios de Equinor, que son de 65 USD/barril hasta 2040. Shell, en cambio, asume un precio fijo de 60 USD/barril desde 2025 en adelante. 

Referencias

1. “The Petroleum Tax System” 
2. Noway’s Offshore Oil Workers Threaten To Strike | OilPrice.com
3. Employment in the petroleum industry – Norwegianpetroleum.no
4. “Impacto Económico del Desarrollo Hidrocarburífero Costa Afuera” elaborado por Ecolatina
5. Oil-Climate Index
6. https://oci.carnegieendowment.org/#oil/brazil-frade
7. Base de Datos Rystad. Rystad Energy UCube. Consultado el 7/12/2022