Daniel Montamat: “Si el inversor entierra dólares, debe sacar dólares”

El ex secretario de Energía se refirió a las inversiones que exige la actividad petrolera y la contraposición que implica fijar precios políticos a los combustibles y otros derivados, limitando la posibilidad de recupero del capital.

• Por Raúl Figueroa

El reconocido consultor Daniel Montamat, ex secretario de Energía de la Nación y miembro del Directorio de YPF durante el gobierno anterior, expresa en esta entrevista exclusiva con Santa Cruz Produce su visión sobre las tendencias del mercado internacional de crudo para este año, como los lineamientos de las decisiones políticas que se esperan para que este año pueda aprovecharse el potencial energético del país, con un desarrollo equilibrado entre los No Convencionales y las cuencas maduras. También cuestiona las retenciones a la exportación de petróleo y su impacto negativo en el mercado interno.

1) Mercado internacional

-¿Cuáles factores
pesarán más, a su criterio, a la hora de marcar una tendencia de precios del
petróleo para este año? ¿La tensión en oriente medio, que los eleva, o el
enfriamiento general de la economía por la disputa Estados Unidos-China, además
del reciente fenómeno del coronavirus, que lo lleva a la baja?

-Salvo
un acontecimiento geopolítico de magnitud (Medio Oriente siempre es el
candidato con más probabilidades) que genere una crisis de suministro, el
mercado mundial del petróleo, aún con los cortes acordados de OPEP más Rusia
(1.2 millones de barriles diarios, a los que podría sumarse otros 500 mil b/d
no permite especular con precios a la suba. Es más, si se ralentiza la demanda
mundial por la pandemia del coronavirus y la caída en el nivel de actividad de
China (hoy el principal importador mundial neto) es posible que el precio del
barril caiga.

¿El shale oil de
Estados Unidos es suficiente oferta para proyectar precios (a raíz de que esa
sobreoferta compensa los recortes de la OPEP) por debajo de los 70 dólares, o
hay factores que pueden hacer superar ese techo?

-Estados
Unidos hoy es el principal productor mundial de petróleo (gracias al shale oil)
y, si contabiliza la balanza de crudo y derivados, ya ha alcanzado el
autoabastecimiento. Antes de la producción del shale tenía un déficit de unos 10
millones de b/d. Los saldos exportables de Estados Unidos y la irrupción de
Brasil como un oferente exportador de talla, además de otros nuevos desarrollos,
no hacen prever problemas de oferta para atender el crecimiento de la demanda
mundial de alrededor de 1.5 millones de barriles/día año, con una economía en
crecimiento normal (3/3.5% por año). Un barril entre 60/70 dólares cierra para
productores e importadores. Pero si la economía mundial se ralentiza, creo que
los precios pueden caer y acercarse a la barrera de los 50 dólares por barril.

2) Política energética nacional

 –¿Qué elementos no deberían faltar en la política energética nacional del gobierno de Alberto Fernández, pensando además que se impulsa una nueva ley para el sector?

-Está
el potencial de Vaca Muerta, que con los actuales precios (NdR: al momento de
la entrevista, el Brent cotizaba por encima de 56 dólares) es interesante para
el desarrollo de proyectos de shale oil. Si el precio del barril baja por lo
que dijimos, para hacer competitiva a VM vamos a tener que seguir reduciendo
costos y aumentando productividad. En ese sentido las señales que se den en
materia energética son clave. El proyecto de ley del que se habla (yo no lo he
visto) debería dar pautas que despejen dudas sobre señales de precios para el
petróleo y el gas. No se trata de asegurar precios, o generar nuevos subsidios
a la oferta, sino de tener en claro que nos vamos a regir por precios que toman
en cuenta costos económicos. La otra señal importante es relativa a la perdurabilidad
de las reglas: previsibilidad tributaria e institucional. Lo tercero, pero no
menos importante, es que la política petrolera y energética forme parte de una
estrategia de largo plazo, sea un capítulo de la estrategia de desarrollo
económico y social que nos debemos.

¿Es posible sostener el
impulso a Vaca Muerta sin desincentivar la producción en áreas maduras? ¿Qué
puede esperarse de la cuenca San Jorge, a partir de técnicas de recuperación
terciaria y otros proyectos?

-Yo
no creo en el desarrollo excluyente de VM. El desarrollo de VM es concomitante
con una política destinada a las cuencas maduras (representan el 80% de nuestra
base productiva). El aumento de la tasa de recobro con tecnología de
recuperación secundaria o terciaria (polímeros) reduce la tasa de declinación y
aumenta las reservas probadas. Además hay una apuesta exploratoria importante
en el Mar Argentino, donde en la zona del talud continental, los geólogos
alientan expectativas positivas. Según trascendidos, el régimen de garantías de
la ley que se espera sería general. Se fijan reglas para todos y los inversores
harán las cuentas y decidirán qué cuenca y con qué tecnología de producción.

¿Cuál cree que es el
horizonte para la cuenca Austral, que viene aportando muy buenos resultados
gasíferos, particularmente en Santa Cruz?

-Coincido
en que la cuenca Austral viene aportando promisorios resultados gasíferos. Hay
que buscar nuevos mercados para el gas: en el país, en la región y si es
posible hacia el 2030 en el mundo.

3) Mercado de combustibles

¿Cuál es el precio de
equilibrio de los combustibles en Argentina?

 -Los precios de los combustibles hoy todavía
tienen algún retraso sobre los valores de referencia internacional. Ese retraso
se ha reducido por la baja del precio del petróleo. Lo importante es que los
que van a enterrar capital en la geología argentina sepan que si entierran
dólares van a poder sacar dólares para repagar su inversión, y que los precios
del petróleo, los combustibles y el gas van a seguir referencias internacionales
en paridad de importación o exportación según tengamos excedentes o importemos.
Porque si no pueden sacar dólares, o, en el caso de que puedan sacarlos, se les
fija un precio político que no recupera los costos, no van a hundir capital. Es
obvio, no regalan nada. Pero los convocamos para que arriesguen e inviertan, no
como filántropos. Yo creo que podemos tener precios domésticos alineados a la
paridad de exportación (con las correcciones de calidad que correspondan) si
desarrollamos el potencial.

Si se alinean con el
mercado internacional, ¿cuál es la principal referencia? ¿El precio por litro
de Estados Unidos, que Trump intenta mantener bajo por razones electorales, o
el de Brasil o Uruguay, mucho más altos?

-Nuestros
precios hoy están por debajo de los de Brasil, Uruguay e incluso Estados
Unidos, si limpiamos el componente impositivo del precio en surtidor (en
Estados Unidos la parte de impuestos en el precio final es más baja que en la
Argentina y en los países de la región). Los precios sin impuestos en la
Argentina son los más bajos, pero no sólo porque no se han actualizado, sino
porque hay una retención al barril exportado que baja la referencia de precio
para los barriles destinados al mercado doméstico. Ni en Brasil, ni en Uruguay,
ni en Estados Unidos hay retenciones. La retención grava la actividad como si
fuera una regalía adicional. No es coparticipable, acorta la vida productiva de
los yacimientos en actividad y marginaliza posibles nuevos emprendimientos.
Puede que la coyuntura económica la justifique un tiempo, pero en el largo
plazo desalientan la actividad.