Los abogados detrás de Vaca Muerta: los desafíos legales para que la producción de gas y petróleo dé el salto tan esperado

El arranque formal de Vaca Muerta como formación no convencional que cambió el horizonte de la energía en la Argentina está cumpliendo una década. En 2013 se puso en marcha la primera explotación en Neuquén, tras un acuerdo de inversión entre YPF y Chevron que generó controversia en ese momento por sus cláusulas secretas, y, desde entonces, la producción de shale gas y shale oil en la cuenca comenzó a escalar. Pero, más allá de los avances y retrocesos registrados en todo ese lapso, lo que sigue intacto es el principal activo que puso a Vaca Muerta en boca de todos: su enorme potencial.

El estudio jurídico Martínez de Hoz & Rueda (MHR) acaba de cumplir cinco años y gran parte de su actividad desde el día uno estuvo -y está- ligada a lo que ocurre en la formación no convencional. La firma es el principal referente en asuntos energéticos relacionados con petróleo y gas según guías internacionales especializadas como Chambers & Partners, y su foco central pasa hoy por el asesoramiento regulatorio a petroleras y prestadoras de servicios, junto con el derrame de consultas vinculadas en áreas como mercado de capitales, financiación de proyectos y fusiones y adquisiciones (M&A, por sus siglas en inglés).

MHR abrió sus puertas con la actual configuración en 2018, tras la escisión de varios socios y asociados del departamento de energía de Pérez Alati, Grondona, Benites, Arntsen & Martínez de Hoz (Pagbam, una de las firmas de abogados más grandes del mercado). Liderado por José Martínez de Hoz y Pablo Rueda, el bufete cuenta hoy con 11 socios y 32 abogados en total, incluidos los asociados.

“Tuvimos la suerte de estar focalizados en sectores muy dinámicos, fundamentalmente la energía, pero no solo petróleo y gas, que para nosotros son muy importantes -Vaca Muerta, Neuquén y el offshore-, sino también todo lo que está asociado a ello, como financiación de proyectos, compras y ventas de empresas, infraestructura e impuestos”, describe Martínez de Hoz. “También trabajamos mucho en energía renovable y su financiamiento y asesoramos en los proyectos de hidrógeno verde que están en marcha”, agrega.

Por cuestiones de confidencialidad, en el estudio no mencionan nombres propios de clientes, entre los que figuran petroleras grandes y operadoras independientes. Pero dimensionan que el 90% de los proyectos de exploración, producción, transporte y distribución vinculados con el sector cuentan con su asesoramiento legal. La firma fue la primera en abrir una oficina en Neuquén con un socio a cargo radicado en esa ciudad (Tomás Lanardonne), lo cual le dio una mejor llegada a las necesidades de las empresas y aceitó el vínculo con las prestadoras de servicios petroleros, resaltan los abogados. Hoy es el único estudio especializado de Buenos Aires que cuenta con una sede permanente en la capital neuquina, agregan.

Luego del parate forzado por la pandemia en 2020, la producción petrolera se recuperó rápidamente a partir de 2021 y en Vaca Muerta volvió al primer plano el problema de la falta de capacidad de transporte de gas y petróleo, que pone un techo a la actividad. “Ya en 2019 la capacidad de transporte de shale gas y shale oil estaba en buena medida al tope y había proyectos en carpeta para expandirla. Pero cuando la demanda bajó por la pandemia, la administración cayó en la falsa impresión de que esos proyectos no tenían sentido. Fue un espejismo que duró hasta 2022″, resume Martínez de Hoz, y menciona las ampliaciones en curso del gasoducto Néstor Kirchner y del proyecto Duplicar Plus, de Oldelval, la principal red de transporte de crudo de Vaca Muerta. De todas formas, advierte que se están dando los primeros pasos.

La limitación del transporte, que figura entre las principales preocupaciones de las petroleras junto a la propia situación macroeconómica, da el pie en el estudio para hablar de una “doble oportunidad perdida” por la Argentina. “Doble oportunidad” en referencia a lo que el país podría estar exportando y a la carga adicional que representó tener que importar gas al doble del precio internacional por la invasión de Rusia a Ucrania.

“Perder el precio de exportación del gas es como estar parado en un andén y ver que los trenes no paran, con la enorme paradoja de estar sentado sobre Vaca Muerta”, compara Martínez de Hoz. Y acto seguido recuerda el diferencial que ofrece la formación: “Hay un consenso universal en la industria de que el recurso está. A diferencia de la producción tradicional, en Vaca Muerta no existe el riesgo exploratorio de tener que hacer muchas perforaciones para descubrir grandes reservorios. Ya existe suficiente conocimiento geológico de que el petróleo y el gas están en la roca, y se sabe cómo reacciona la roca. Lo que tenemos por delante es un enorme desafío de inversión para sacarlo. Hasta ahora, se viene desarrollando con la autogeneración de fondos”.

Hasta dónde podría llegar

Los abogados repasan números para construir el escenario actual. Hoy, Vaca Muerta está explotada en apenas un 10% de su capacidad y, si siguiera la senda de lo que logró Estados Unidos con la producción no convencional -lo cual es muy factible por la capacidad técnica mostrada hasta ahora, destaca Rueda-, podría estar exportando en ocho años unos 400 barcos de Gas Natural Licuado (GNL). “¿Cuánto importamos hoy? Entre 45 y 55 al año. Sería exportar ocho veces más de lo que importamos”, plantea el socio.

En dólares, a valores actuales, representarían entre US$25.000 y US$30.000 millones de ingresos, casi lo mismo que aporta el sector agropecuario.

Lanardonne agrega más datos: en Vaca Muerta hay en operación unos 1800 pozos, frente a los 15.000 de la cuenca de Permian, en el Oeste de Texas, la principal explotación de no convencionales en Estados Unidos. La Argentina está exportando 300.000 barriles diarios de crudo provenientes de Neuquén versus 5 millones de la cuenca estadounidense.

La pregunta de fondo que sigue vigente es qué se necesita desde el punto de vista del marco regulatorio para atraer el volumen de inversiones requerido, además de una macro estable sin restricciones cambiarias ni cepos, un dato no menor para cualquier sector.

“Falta más valentía y eficacia para otorgar permisos de exportación”, opina Lanardonne. “En gas natural licuado, necesitamos una ley, y en exportación de petróleo, un régimen que otorgue permisos en firme. Es normativa que hay que sacar rápido”, completa. Lo mismo ocurre con la explotación offshore, agrega: “Es firmar resoluciones que viabilicen las inversiones”.

“La Argentina necesita que la política energética se convierta en una política de Estado”, avanza Martínez de Hoz. “Un marco regulatorio que permita exportar con carácter firme, algo que no hay hoy”, insiste. Respecto del proyecto de GNL que cambiaría la ecuación exportadora argentina, aclara que “no es solo construir una planta de licuefacción y ductos dedicados, también es la inversión en el upstream y en la producción”. Semejante proyecto integrado puede demandar hasta US$15.000 millones de inversión, calcula. “¿Quién va a poner esa plata si el día de mañana puede venir cualquier gobierno y decirle al inversor que exporte un 10% menos, o más tarde, un 50% menos?”, plantea el abogado.

Para hacer un proyecto de esa naturaleza, se requiere financiación y la obtención del fondeo depende de contratos firmes a largo plazo que no sufrirán cambios, remarcan en el estudio. Y que el sector energético no tenga que pagar derechos de exportación (retenciones), porque “competimos con el mundo, con Qatar, Australia, Estados Unidos, muchos países que están desarrollando la exportación de GNL, y nadie se mata hoy por venir a la Argentina”.

Pero con una ley solo tampoco alcanza, concluyen: los actores del sector con los que tienen contacto diario reclaman un amplio consenso político de base, que vea a la exportación de energía como un activo estratégico e inmodificable por urgencias coyunturales. En los hechos, algo que hoy suena tan difícil de conseguir como la propia inversión.

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