Según un informe de la CEPH, para llegar a esa cifra la producción total de petróleo debería trepar a 1,45 millones de barriles de crudo y la de gas a 226 millones de metros cúbicos diarios.
“Argentina lo que tiene que lograr para alcanzar esos niveles de producción es triplicar los niveles de inversión a lo largo de la próxima década. Para hacerlo se requiere un conjunto de normas que ordenen centralmente los precios en el sector y que den claramente una señal de precio y de alineamiento de los precios locales con los vigentes en el mercado internacional”, definió Nicolás Arceo, consultor especializado y autor del trabajo estadístico para la CEPH.
Como es de esperarse, las proyecciones incluyen multiplicar por tres o por cuatro la actividad en Vaca Muerta, sin contemplar Palermo Aike ni el offshore de la Cuenca Norte. Para el 2030 los pozos enganchados de petróleo deberían pasar de 226 a 554, mientras que los de gas deben escalar de los 112 vigentes a 370. En tanto los equipos de perforación y fractura deben escalar a 31 y 11, respectivamente. A su vez, debe estar en funcionamiento una planta de GNL con capacidad de exportación de 10 millones de toneladas (métricas) anuales. “Argentina necesita definir una política de Estado de largo plazo independiente del partido político que esté gobernando en cada momento”, planteó Arceo ante este medio.
Qué debería tener el nuevo marco regulatorio de los hidrocarburos
- Según el estudio, el nuevo ordenamiento jurídico debería garantizar el cumplimiento de los contratos, acuerdos y programas de incentivo de estímulo a la producción existentes, como el Plan Gas.Ar y los decretos N° 929/13 y 277/22, entre otros;
- Realizar licitaciones complementarias del Plan Gas.Ar para lograr el pleno abastecimiento de la demanda local;
- Establecer mecanismos taxativos para la determinación de los precios locales alineados a los internacionales;
- Libre negociación de precios y volúmenes en el mercado local;
- Sostener la competitividad de las exportaciones manteniendo las alícuotas de derechos de exportación vigentes en el corto plazo, y eliminándolas en el mediano plazo;
- Expandir exportaciones de gas natural, tanto hacia los mercados regionales como para la construcción de plantas de licuefacción (GNL), con un marco regulatorio específico que permita exportar en firme largo plazo;
- Medidas fiscales que aumenten la competitividad de los proyectos gasíferos;
- La libre disponibilidad de una porción creciente de los ingresos por exportaciones;
- Acceso al Mercado Único y Libre de Cambios (MULC) para la adquisición de equipamiento, el repago de deuda y la distribución de utilidades,
- Un programa de incentivo fiscal para la producción convencional en cuencas maduras.
Las previsiones también revelan un notable impacto fiscal por mejora de la actividad al 2030. En términos de las finanzas públicas provinciales, el aumento de la producción hidrocarburífera representaría recursos adicionales por u$s2.500 millones anuales para los últimos años de la década, mientras que por retenciones el Estado nacional acumularía u$s1.300 millones al año adicionales.
Más allá que el mundo ofrece una ventana de oportunidad acotada en el tiempo para lograr este objetivo, en la CEPH consideran que con una modificación del marco regulatorio y la consiguiente expansión de las inversiones en el sector, las exportaciones hidrocarburíferas podrían representar 1,2 veces las exportaciones del complejo sojero, 1,8 veces las exportaciones del complejo cerealero y 3,3 veces las exportaciones del complejo automotriz durante 2022. El desafío está planteado.
