Carlos Ormachea, presidente de la CEPH, afirmó que el RIGI “es un cebador de inversiones” y precisó que con las inversiones en curso al 2030 habrá un saldo exportador positivo de US$ 28.000 millones y que en cuatro año se generarán 500 mil nuevos empleos.
El presidente de la Cámara de Empresas Productoras de Hidrocarburos (CEPH), Carlos Ormachea, reveló en el Congreso que las compañías operadoras del sector ya presentaron 17 proyectos de inversión por un total de u$s145.380 millones en el marco del Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones (RIGI). Según detalló durante su exposición ante el plenario de comisiones de Presupuesto y Hacienda del Senado, seis de esas iniciativas ya obtuvieron la aprobación técnica por un monto de 30.860 millones de dólares.
Durante su intervención ante los legisladores, el directivo fijó la posición de las empresas operadoras en relación con el marco normativo y las proyecciones operativas para el decenio 2025-2035. “Nuestro sector tiene 17 proyectos presentados al RIGI por un total de u$s145.380 millones, de los cuales seis proyectos ya han sido aprobados por un total de u$s30.860 millones“, precisó el titular de la CEPH al describir el volumen de desembolsos en proceso.
“El RIGI ha movilizado y permitido ir adelante a proyectos de inversión que de otro modo probablemente no hubiesen ocurrido, y además lo que está provocando es el adelantamiento de otros proyectos que hubiesen quedado a la cola y bastante más adelante en el tiempo”, definió el también Chairman de Tecpetrol, la compañía energética del Grupo Techint.
En un tramo central de su exposición dio las estimaciones elaboradas por la cámara técnica sobre la evolución esperada del sector en los próximos 10 años, sobre lo cual estimó “una producción de petróleo de 1.700.000 barriles por día al 2035 y una producción de gas de 300 millones de metros cúbicos por día“. Como contraparte del escenario actual, tomó como referencia que en el último mes se produjeron 918.000 barriles por día y en invierno 160 millones de metros cúbicos de gas“.
Producción y exportaciones hacia 2035
“Las exportaciones que estamos viendo para el 2035 son US$40.000 millones, y US$30.000 millones al 2030“, afirmó Ormachea, mientras que “el saldo de balanza comercial del sector de oil & gas en el Upstream para el 2035 es de US$38.000 millones de dólares positivos, y de US$28.000 millones al 2030“, completó.
En materia de acumulación de capital en infraestructura de extracción y transporte, detalló que “las inversiones directas en el desarrollo de los campos y la infraestructura directamente vinculada y necesaria son de US$15.000 millones por año hasta el 2030. Después baja un poco porque en estos primeros años hay una inversión importante en construir infraestructura e instalaciones de procesamiento necesarias para llegar a estos niveles de producción”.
El ejecutivo, además, desglosó las previsiones en materia de contrataciones de personal técnico y operativo para la cadena de valor energética. “La industria va a multiplicar por 2,5 veces el número de empleos directos, estos son unos más de 100.000 empleos directos“, indicó. “Y 6,5 veces es el impacto en los dos círculos que siguen, o sea que estamos hablando de un número material de empleos de más de medio millón de posiciones que se van a generar básicamente de acá al 2030″, aseveró en el plenario del Senado.
Al describir la estructura de las empresas representadas por la entidad, Ormachea delimitó el alcance del segmento en la cadena de valor de los hidrocarburos al explicar que la CEPH “representa a las compañías que invierten y que llevan adelante el desarrollo de los campos productivos de petróleo y gas”, por lo que no incluye todo lo que va de ahí para abajo, o sea la refinación, la generación eléctrica”, expuso ante la comisión.
“La naturaleza del negocio de Upstream se caracteriza porque en general son proyectos de magnitud, son muy capital intensivos porque la mayor parte de la inversión tiene que ejecutarse antes de empezar a facturar el primer barril, toda la inversión está adelante, upfront, y además tienen largos períodos de recupero”, caracterizó sobre el perfil financiero de las inversiones en yacimientos no convencionales y la exigencia de capital inicial requerida.
Vaca Muerta y el marco competitivo
Asimismo, agregó: “Vaca Muerta hoy es un proyecto netamente de exportación. La Argentina está hoy totalmente abastecida en su demanda de oil & gas y lo seguirá estando sin ninguna duda en todos los años que tenemos por delante. Pero el desarrollo adicional que estamos viendo, impulsando y ejecutando en Vaca Muerta es claramente un proyecto de exportación“.
“Como tal -continuó-, tiene que desarrollarse en un ambiente donde encuentre condiciones parecidas a las que tienen aquellos con los cuales tenemos que competir en el mundo, que en general son los mejores”, dijo al vincular la escala de los desarrollos con los estándares de competencia vigentes a nivel global.
Durante su presentación, el titular de la CEPH también analizó que “las disposiciones de la Ley Bases, tanto en su capítulo RIGI como también en el capítulo que modificó la Ley de Hidrocarburos, contribuyen a recrear las condiciones que permiten avanzar con las definiciones de inversión vinculadas a estos proyectos”, expresó Ormachea.
Al detallar los puntos específicos del régimen tributario, enumeró los aspectos de mayor incidencia financiera sobre la estructuración de capital: “En el capítulo RIGI, me voy a referir nada más que a las cosas de mayor impacto en cualquier proyecto de inversión asociado a nuestra industria: adecuó la tasa de impuesto a las ganancias poniéndola más parecida o más cerca a la que tienen nuestros competidores directos, como puede ser el caso de Permian en Estados Unidos“, señaló.
“La eliminación de los impuestos a las exportaciones a partir del tercer año de comienzo de la producción del proyecto nos pone en situaciones semejantes a las que tiene cualquiera de nuestros competidores. La devolución del crédito fiscal de IVA, que en proyectos tan capital intensivos imponen al cash flow de la construcción de estos proyectos un costo adicional del 21% que hay que financiar en un país que todavía tiene un costo de capital alto, facilita el financiamiento de los proyectos y mejora las condiciones competitivas“, enumeró Ormachea.
Sobre las disposiciones relativas al mercado libre de cambios y el marco normativo sectorial, añadió que “el acceso a la divisa para poder repagar financiamientos que contribuyen a cerrar las inversiones y pagar dividendos ayuda significativamente, unido a las disposiciones que el capítulo que modificó la ley de hidrocarburos contiene sobre precios domésticos alineados con los precios vigentes en el mundo y libertad para exportar“.
Fuente: Mejor Energía