Para desarrollar Loma La Lata hacen falta hasta US$ 200.000 millones
POR MARCELO CANTON
Es lo que deberían desembolsar las empresas que ya operan en el área. Pero piden un escenario más claro.
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En la Rosada. La Presidenta recibió el martes en su despacho al titular de Chevron, John Watson. MARCELO CARROLL |
Las inversiones para explotar los hidrocarburos no convencionales (shale) superan largamente las previstas en el acuerdo de YPF y Chevron. En el sector estiman que, con los proyectos ya en marcha, podrían llegar a US$ 200.000 millones. Pero están supeditadas a una mayor seguridad jurídica y económica.
YPF y Chevron firmaron un acuerdo para desarrollar en forma conjunta un área de Loma La Lata a la que llamaron General Mosconi. La estatal lleva invertidos allí US$ 240 millones; la norteamericana se comprometió a desembolsar otros US$ 1.240 millones en el próximo año. Y luego, para poner la producción a pleno deberán invertir US$ 16.000 millones, señalan.
El area General Mosconi tiene una superficie de 390 kilómetros cuadrados.
Eso es el 3,3% de los 30.000 km2 que tiene Loma La Lata. De allí que las inversiones necesarias para poner en producción todo el yacimiento sean muchísimo más altas. Según fuentes del sector, ya hay unas 50 concesiones diferentes para extraer allí hidrocarburos no convencionales. “Se puede estimar que cada una tenga que hacer una media de 400 pozos, y cada uno cuesta unos 10 millones de dólares”, señala el presidente de una de las empresas que opera con más peso en la zona. Así, la inversión requerida para poner toda esa superficie en producción llega a los US$ 200.000 millones.
¿Ese dinero está comprometido, va a llegar sí o sí? No, es la respuesta de los empresarios del sector. Es que los contratos tienen, al igual que el de YPF-Chevron, una primera etapa exploratoria.
Las empresas deben hacer 6, 8, 10 o más pozos por año, según el acuerdo cerrado con la provincia de Neuquén. Eso, durante (generalmente) tres años. Así, la inversión que hoy está en marcha en cada bloque es de unos 50 a 100 millones de dólares anuales. Cuando vence el plazo de la exploración es cuando los petroleros decidirán si desembolsan el dinero fuerte. Un ejemplo: una empresa que está poniendo US$ 60 millones al año, por tres años, piensa que en la segunda etapa tendrá que poner US$ 4.000 millones.
“Pero para que se pase a esa segunda fase habrá que ver c uáles son las condiciones jurídicas y económicas en ese momento”, dicen los empresarios.
“La Presidenta tomó la decisión de subir el precio del gas para nueva producción y ahora lanzar las concesiones de no convencionales. Eso está dando vuelta el negocio ”, dice un petrolero a punto de cerrar negocios con YPF. Pero no todos comparten esa visión.
“El decreto de la semana pasada que dio origen a este nuevo tipo de concesiones es inconstitucional ”, retruca otro alto ejecutivo, de una multi. No cree, como los diputados de la oposición, que sea por invadir derechos provinciales, sino porque, explica, “elimina retenciones a la exportación para dentro de 5 años, cuando e l Gobierno no tiene facultad delegada del Congreso para fijar impuestos con esa fecha”.
Que el régimen esté basado en un decreto, y que este sea susceptible de discusión judicial pesa mucho para los empresarios. Así como la falta de precisión sobre cuáles serán los precios a los que venderán los combustibles en el mercado interno, o las retenciones que pagarán para las exportaciones que no estén exceptuadas de esa tasa. Así, coinciden los empresarios consultados, la mayor parte de las empresas optará por avanzar en la exploración, con desembolsos medianos, esperando un horizonte más claro en lo político y económico antes de tomar la decisión de desembolsar los montos más gruesos de dinero.
“No alcanza con que la roca sea rica en hidrocarburos; los precios y los costos tienen que estar alineados”, añade una de las fuentes consultadas.
