Hay dos argumentos que invocan las empresas para retacear fondos a la exploración. Uno, que las características geológicas del territorio argentino lo definen como de “alto riesgo”, en particular si se lo compara con otros territorios del mundo. La otra es menos entendible: que con el actual nivel de precios del petróleo y del gas no existe estímulo suficiente para hacer inversiones de riesgo.

Según la perspectiva patronal, no resultó suficiente el sendero de precios que les concedió el Gobierno, y por el cual los productores hoy cobran algo más de un dólar el millón de BTU, valor próximo al que existía antes de la devaluación. A juicio de las petroleras, para que el negocio cierre resulta preciso que el valor de esa unidad calórica supere los 2,5 dólares. O bien que el mismo pozo del que se extrae gas provea también hidrocarburos líquidos, cuyos precios son mucho más seductores. Ese mix, dicen, sí podría transformar en un objetivo apetecible las reservas contenidas por ejemplo en el subsuelo salteño, que sólo pueden emerger bajo la forma de “pozos secos”, cuya perforación es sumamente costosa.

Pero las empresas juran que hoy les resulta poco alentadora la conjugación de tres precios diferenciados. Por un lado, un tercio del gas que se destina a residenciales y por el que cobran 0,50 dólar el millón de BTU; el otro tercio se cobra cerca de 1,20 y tiene como destino la generación y la producción de GNC; el que finalmente puede superar 1,70 dólares es el que pagan en el mercado libre los grandes usuarios o compradores externos.

Los empresarios afirman, sin embargo, que tampoco es demasiado atractiva la renta que procura el crudo, aun tomando como base los 63 dólares el barril que se paga hoy el WTI. Según los cálculos privados, si a ese valor de referencia se le restan las retenciones, regalías, los costos de producción y el descuento por diferencias de calidad, a sus cajas no llegaría mucho más de 10 dólares, monto presuntamente poco estimulante para encarar inversiones de riesgo. Es más: según un análisis privado teórico expuesto más de una vez ante el titular de Planificación, las productoras hoy se quedan apenas con el 27 por ciento de la renta generada, ya que el resto engruesa las arcas públicas vía impuestos.

Aun contra estos argumentos, la intimación que prevé despachar el Gobierno los próximos días podría empujar la negociación sobre la cantidad de reservas, en la que el precio de los hidrocarburos es determinante. Entre otras ideas puestas sobre la mesa, las empresas ya deslizaron la posibilidad de segmentar los valores, de modo tal que el “nuevo gas” encontrado pueda cobrarse a valores superiores a los actuales.

En este debate, las petroleras cuentan con la relativa desventaja de tener importantes activos “hundidos”, que bien les vendría conservar a la espera de tener mejores señales de precios o, eventualmente, disponer de alguna tecnología que abarate costos. La ventaja empresaria quizás provenga de que la Secretaría de Energía, autoridad de aplicación de sus contratos de concesión, depende en gran medida de su información para conocer cuánto gas y cuánto petróleo alberga el subsuelo.

Si el área en cuestión sirve para producir hidrocarburos que se exportan, la información sobre reservas debe ser sometida a la auditoría de algunas de las tres universidades públicas identificadas por el Estado para tal efecto, la del Comahue y la de Cuyo, entre ellas. Un cambio de criterio respecto del que estuvo vigente hasta hace poco, cuando las declaraciones patronales eran ratificadas por auditorías externas que ellas mismas contrataban.