Este año habría ya desembolsos por unos USD 5.000 millones, de los cuales la mayor parte correspondería a YPF, estiman en el Poder Ejecutivo. Hasta 2026 creen que podría haber exportaciones adicionales por USD 18.000 millones.
Energía26 de mayo de 2022
El Gobierno planteó un horizonte de crecimiento de inversiones en el sector energético que llegaría a los USD 40.000 millones en los próximos cinco años como respuesta del mercado a la flexibilización de los controles cambiarios para las empresas de ese rubro que incrementen su producción hasta 2026.
Según estimaciones de fuentes oficiales, esa dinamización de las inversiones para Vaca Muerta y otras cuencas hidrocarburíferas comenzaría este mismo año, con un saldo que calculan cercano a los USD 5.000 millones, de los que la mayor parte corresponde a YPF y el resto a compañías enteramente privadas.
La secuencia que esperan en el Poder Ejecutivo es de un crecimiento paulatino de las inversiones anuales, para que en 2026 alcancen los USD 9.000 millones por año. Es una proyección que calza con otra de las estimaciones que hacen en los despachos oficiales: que en los próximos cinco años las exportaciones incrementales de hidrocarburos orillarán los USD 18.000 millones.
El Gobierno publicará en las próximas horas el decreto que formalizará la puesta en marcha del nuevo esquema de controles cambiarios que regirá para las empresas del sector energético que inviertan en producción de hidrocarburos, una suerte de “cepo light” que permitirá a compañías que inviertan capital en proyectos que incrementen la capacidad de generación de petróleo y gas, contar con libre disponibilidad de divisas para girar al exterior o pagar deudas.
La secuencia que esperan en el Poder Ejecutivo es de un crecimiento paulatino de las inversiones anuales, para que en 2026 alcancen los USD 9.000 millones por año y de USD 40.000 millones hasta 2026.
El espíritu de la normativa nueva responde a un diagnóstico oficial que es la necesidad de incrementar la producción de hidrocarburos para abastecer la demanda interna y poder evitar un cuello de botella por la infraestructura faltante en el país para transportar la nueva energía que se genere.
El esquema cambiario ad hoc para el sector premiará con porcentajes adicionales de disponibilidad de divisas para las empresas en caso de que inviertan en proyectos de hidrocarburos convencionales, cuyo aumento de productividad es por definición más caro, o en cuentas en zonas marginales para evitar una concentración geográfica de los nuevos proyectos potenciales que nazcan o que se fortalezcan con una inyección de capital.
El Poder Ejecutivo aseguró que “el desarrollo del sector hidrocarburífero argentino resulta de crucial importancia para el desarrollo macroeconómico del país, estableciendo las bases de un crecimiento sostenible e inclusivo, de carácter federal, que garantice una expansión secular del empleo, la producción y las exportaciones”, mencionó.
En ese sentido, planteó que la economía “presenta un déficit persistente en la balanza comercial energética, donde las importaciones de gas y gasoil explican mayormente la canasta importadora de nuestro sector energético y es necesario ocuparse activamente de esta problemática en nuestra matriz energética”.
El decreto afirma que “se requiere de un marco normativo apropiado para que las productoras de hidrocarburos cuenten con las reglas de acceso a divisas necesarias para impulsar la inversión del sector”, y que en ese plano “el esquema normativo vigente puede ampliarse, a los efectos de tomar en cuenta las especificidades en materia de divisas del sector hidrocarburífero, y potenciar así el desarrollo de nuevos yacimientos que permitan obtener producción incremental”.
Las proyecciones que hace la Casa Rosada van de la mano con la construcción del gasoducto de Vaca Muerta, que tiene en la hoja de ruta como fecha de comienzo de su operación agosto de 2023. Con esa condición, el Gobierno espera un 71,2% de incremento en la producción de petróleo y un 30% en la producción de gas diario y, en paralelo, hasta 40% de reducción de subsidios a la energía eléctrica gracias al Plan TransportAr.
Es una proyección que calza con otra de las estimaciones que hacen en los despachos oficiales: que en los próximos cinco años las exportaciones incrementales de hidrocarburos orillarán los USD 18.000 millones
Tal como había explicado INFOBAE, un cambio normativo como el que anticipó este martes la Casa Rosada podría hacer reconsiderar proyectos que estaban cajoneados o inclinar la balanza para que las firmas hundan un poco más de capital del previsto, aunque algunos ejecutivos del área son escépticos.
Entre julio y agosto comienzan a diseñar el plan de inversiones del año siguiente. Una demora mayor para la cristalización de la propuesta hubiera implicado dejar afuera del análisis con las casas matrices la nueva “zanahoria” para inversiones.
Hay una diferencia central entre el esquema presentado este martes y los borradores de proyectos de ley que circulaban en la Cámara de Diputados en las últimas semanas. Lo que “premiará” el nuevo esquema de controles cambiarios con dólares a disposición será el incremental de producción y no el de exportación. Es decir, el cálculo para contar con el beneficio no se hará por el monto de ventas al exterior sino solo por la producción. “Con producir más ya le alcanza para tener derecho a ir al Banco Central a pedir los dólares”, explicó una fuente oficial.
El espíritu de la norma, según explican en el Poder Ejecutivo, es que las firmas primero hundan capital adicional al previsto y gasten en equipos de perforación, aumenten su producción, exporten y puedan contar con una parte de esas divisas de manera garantizada.
Fuente: INFOBAE
El ducto tendrá como destino final la zona cercana a Punta Colorada, que se impuso nuevamente ante la oferta de Bahía Blanca. YPF dio a conocer a los futuros superficiarios la traza que tendrá la obra, que se trata de un poliducto. El caño partirá desde el área Meseta Buena Esperanza, ubicada al oeste de Vaca Muerta, y recorrerá 570 kilómetros hasta la costa de Río Negro.
La compañía se desprendió de todas sus operaciones de workover y pulling en Chubut y Santa Cruz, con aproximadamente 750 empleados para concentrar sus inversiones en Vaca Muerta, donde recientemente se anunció la adjudicación de un contrato estratégico con YPF de alta relevancia para la compañía. No trascendió el valor de la transacción.
De esta manera, se busca que la explotación convencional de petróleo no quede tan rezagada ante el auge de Vaca Muerta. Neuquén ya había dispuesto liberar a la actividad convencional del pago de Ingresos Brutos y bajar en tres puntos la alícuota de regalías. En el decreto, las retenciones quedan en cero cuando el precio internacional del Brent sea igual o inferior a 65 dólares.
El expendio de diciembre creció 1,93% mientras que en Rio Negro las ventas subieron 4,63%. El balance del 2025 indica que se desplomó la venta de gasoil y los combustibles Premium ganaron terreno. El comparativo muestra un mercado que se mantuvo estable en volumen pero con fuertes diferencias por producto y empresa, confirmando un giro hacia opciones de mayor calidad.
Más de 10 compañías se disputan la construcción del gasoducto de Southern Energy, el consorcio liderado por Pan American Energy (PAE) e integrado por YPF, Pampa Energía, Harbour Energy y Golar que está construyendo el primer proyecto de exportación de Gas Natural Licuado (GNL). La apertura de ofertas económicas está prevista para mediados de febrero.
Se trata del Duplicar Norte, el proyecto de Oldelval, un oleoducto que tendrá 209 km de largo, conectando el norte de la cuenca neuquina con la estación de bombeo en Allen. La obra permitirá ampliar la capacidad del sistema de transporte de 20.400 a 55.400 m³/d y se conectará al sistema de Vaca Muerta Oil Sur (VMOS).
