La fijación de tasas diferenciadas según el nivel de subsidios detectados marca una disparidad en las cargas impositivas que enfrentan las empresas europeas del sector lácteo con destino a China. El Ministerio de Comercio de China determinó, según consignó la prensa oficial, que compañías españolas como Campo de San Juan, CAPSA, Innolact, Lácteos Industriales Agrupados e Industrias Lácteas de Mollerusa afrontarán un impuesto del 28,6%, mientras que la italiana Sterilgarda Alimenti recibirá un arancel del 21,9% y filiales neerlandesas del grupo FrieslandCampina se verán sujetas a la tasa más elevada del 42,7%. El anuncio establece que estos tributos adicionales entrarán en vigor el martes 23 de diciembre, afectando a una amplia gama de productos, desde queso fresco y cuajada hasta leche y nata originarias de la Unión Europea.

De acuerdo con el reporte divulgado por medios oficiales chinos, el Ministerio de Comercio argumentó que las medidas arancelarias, de carácter provisional, responden a los resultados de una investigación lanzada tras la solicitud conjunta de la Asociación Láctea de China y la Asociación de la Industria Láctea de ese país, presentada formalmente en agosto de 2024. Las entidades locales alegaron un impacto negativo directo de los productos subsidiados de la Unión Europea sobre la balanza del mercado nacional de China. El resultado preliminar del expediente determinó la existencia de subvenciones gubernamentales a favor de productores europeos, lo que según la administración china habría ocasionado un “daño sustancial” a la industria local, al generar competencia que considera desleal.

Tal como publicó la prensa local, la Comisión de Aranceles Aduaneros del Consejo de Estado resolvió adoptar una batería de derechos de depósito compensatorios en adhesión a las recomendaciones del Ministerio de Comercio. Cada empresa deberá abonar el depósito correspondiente según la tasa calculada en función de la subvención ad valorem estimada. El alcance de la medida incluye variedades como quesos frescos y procesados —rallados, en polvo, azul y otras tipologías—, así como leche y nata procedentes de cualquier estado de la Unión Europea.

El medio local agregó que la imposición de estos aranceles cubre a todas las compañías identificadas en los listados oficiales, sin importar su volumen de exportación ni su grado de penetración en el mercado chino. Las tasas varían de acuerdo al nivel de subsidio que, según el análisis preliminar de la autoridad, recibió cada empresa en su país de origen. Esta disposición, según señaló el comunicado ministerial, se mantendrá en régimen temporal mientras persista la instrucción del expediente, pendiente de un dictamen final que podrá ratificar, modificar o ampliar el alcance de los gravámenes.

El Ministerio de Comercio de China justificó la decisión en su declaración institucional haciendo hincapié en la defensa de la producción nacional ante prácticas que califica de competencia desleal, fundamentando la acción en la identificación de ayudas estatales europeas que, a criterio de las autoridades chinas, alteran el normal desenvolvimiento del mercado. Según describió el medio, la introducción de estos derechos de depósito compensatorios comporta que los exportadores europeos deberán pagar un importe a la Aduana de la República Popular China al ingresar sus productos, importe que permanecerá en depósito mientras dure el proceso administrativo y judicial en curso.

Medios oficiales recalcaron que el procedimiento sigue abierto y, en este contexto, el Gobierno chino mantiene la posibilidad de recibir alegaciones, pruebas y documentación adicional tanto de las empresas afectadas como de autoridades europeas interesadas. La determinación final sobre los aranceles y el futuro acceso al mercado de los productos lácteos europeos dependerá del resultado de la investigación y de las conclusiones definitivas que emitan tanto el Ministerio de Comercio como la Comisión de Aranceles Aduaneros.

El expediente, abierto en respuesta a las inquietudes manifestadas por asociaciones chinas del sector lácteo frente al aumento de las importaciones europeas, incluye una recopilación y análisis de información comercial, estadística y fiscal desde el inicio del proceso en agosto de 2024. De acuerdo con las cifras citadas por las entidades locales y recogidas por el medio, China figura entre los principales mercados de destino para la exportación de productos lácteos europeos, factor que otorga especial relevancia a la medida.

El medio que reportó la noticia explicó que los derechos de depósito compensatorios forman parte de las herramientas usuales en la política comercial internacional cuando se detectan distorsiones generadas por ayudas públicas, ya que buscan restablecer la productividad interna ante importaciones consideradas lesivas para el tejido industrial autóctono. El procedimiento, abierto a revisión y actualización, contempla la posibilidad de ajustes posteriores en los tributos, en función de la evolución del expediente administrativo y de la respuesta de los agentes implicados.

Tras la decisión, tanto exportadores como agentes comerciales europeos deberán reformular sus estrategias para continuar operando en el mercado chino bajo las nuevas condiciones, ajustándose a las tasas y controles recientemente implementados. Mientras tanto, el Ministerio de Comercio de China, en coordinación con la Comisión de Aranceles Aduaneros, mantiene abierta la vía para adoptar eventuales disposiciones complementarias en tanto se obtengan nuevos resultados en la instrucción del caso, reportó el medio local.

Un estudio de Boston Consulting Group (BCG), una consultora internacional, estimó que la recuperación terciaria de petróleo puede optimizar la producción y generar a las compañías petroleras entre 3 y 4 veces más de Ebitda (utilidades antes de impuestos, intereses y amortizaciones) que medidas de reducción de costos.

Si bien el estudio cita “regiones maduras” como el Mar del Norte, señaló Leonardo De Lella, managing director de BCG en la Argentina, “sus conclusiones son aplicables al caso argentino, en particular a las cuencas convencionales como el Golfo San Jorge, con décadas de historia productiva, que disponen de infraestructura ya existente y un grado de conocimiento del subsuelo que hacen posible desplegar iniciativa de optimización de alto impacto”.

Áreas como las recientemente transferidas por YPF en Chubut, Mendoza o Santa Cruz son casos concretos “Un entorno operativo predecible, reglas claras y procesos ágiles facilitan este tipo de inversiones. Muchas provincias ya vienen impulsando instancias de coordinación técnica, mesas de transición con nuevos operadores y esquemas para favorecer la continuidad operativa en los activos transferidos. Incluso en Mendoza se ha puesto sobre la mesa una potencial reducción de regalías”, resaltó De Lella.

El estudio global calcula eue un aumento del 5% en la producción de campos existentes hasta 2030 podría traducirse en ingresos adicionales de USD 600.000 millones a nivel global, amén de beneficios ambientales como reducciones de más del 10 % en emisiones y ahorros de hasta 52 % en impuestos de carbono vis- a-vis nuevos desarrollos.

Para la Argentina no hay una estimación puntual, pero aplicando el escenario global al caso local De Lella estimó el impacto en unos USD 500 millones de ingresos anuales adicionales. “Esto podría plantearse como una ambición aspiracional, aunque la prioridad hoy pasa frenar el declino. Aun así, detener esa caída implicaría generar ingresos que, de otro modo, se perderían”, señaló a Infobae.

De hecho, en el marco de su “Proyecto Andes” y de su Plan 4x4 YPF ya transfirió varias áreas a las provincias y antes de fin de años se desprendería también de sus dos principales áreas de recuperación terciaria o “mejorada”: Manantiales Behr, en Chubut, y Chachahuén, en Mendoza. Horacio Marín, presidente de YPF, está decidido a convertir a la empresa de mayoría estatal en una firma de gas y petróleo “100% no convencional”, enfocada integralmente en el desarrollo de Vaca Muerta.

En la etapa primaria de un pozo petrolero convencional se aprovecha la propia energía y presión inicial del yacimiento. A medida que los pozos se van agotando, la presión baja. Puede haber gas en el fondo que ayuda, pero la presión disminuye, como en un globo que se desinfla. En la recuperación secundaria se aumenta o mantiene la presión con inyección de agua, para barrer y “empujar” el petróleo hacia arriba. Y en la recuperación terciaria se mejora la eficiencia de la recuperación agregando polímeros al agua para lograr mayor viscosidad y mejorar el empuje.

Un informe de Gerardo Tennerini, de la consultora GtoG, destacó que la recuperación terciaria representó en mayo el 34% de la producción de Manantiales Behr, cerca de 43% de la de Chachahuén, que en el área del Golfo San Jorge la recuperación terciaria se aplica desde hace al menos 5 años en unos 1.200 pozos y que el bloque mendocino quintuplicó su producción terciaria con el uso de polímeros, para ubicarse entre las 10 áreas más productivas, incluidos yacimientos no convencionales.

En Cerro Dragón, la principal área de hidrocarburos convencionales de la Argentina con más del 10% de la producción nacional de petróleo, Pan American Energy (PAE) opera más de 4.400 pozos productores, la mayoría de ellos utilizando la técnica de recuperación secundaria, mientras continúa avanzando en la aplicación de técnicas que permitan seguir operando ese campo maduro de forma eficiente.

En ese marco, dijeron desde la empresa, “en Cerro Dragón se comenzó con el desarrollo y aplicación de la técnica de recuperación Terciaria/Mejorada llamada Polymer Flooding (Barrido con Polímero) en 2024. Actualmente la compañía cuenta con 2 Plantas de Polímeros con inyección continua en 8 pozos inyectores”. El plan estratégico, precisó la compañía, “es avanzar con más instalaciones de inyección de polímero, pero todo eso dependerá de encontrar un equilibrio entre la materia prima y la logística para viabilizar los proyectos”. Esta tecnología, explicaron, “podría bajar los costos operativos de la propia dinámica de perforación de pozos, y avanzar hacia zonas con petróleo remanente que las tecnologías actuales no logran alcanzar”.

La petrolera con más antigüedad en recuperación terciaria en la Argentina es Capsa, que empezó a aplicar esa técnica en 2007. “Fue el primer proyecto con resultado económico positivo en Latinoamérica”, dijo a Infobae un ingeniero en petróleo de la compañía, experto en técnicas de recuperación.

La “recuperación terciaria”, explicó, empezó al cabo de más de 25 años de inyección de agua. YPF lo hizo a partir de 2015,a una escala mayor, al cabo de un período de recuperación secundaria muy corta, de unos dos años, en Manantiales Behr. Actualmente, Capsa está haciendo recuperación terciaria en Diadema, que representa el 20% de su producción y tiene proyectos para seguir implementando en el futuro.

El especialista en recuperación de Capsa destacó la importancia del decreto 908/2024 que en octubre de 2024 liberó de aranceles la importación de polímeros. “Fue importante, porque nos igualó en aranceles con otros países del Mercosur y permitió reducir el costo de los polímeros y extender esta técnica a mayor cantidad de pozos”, explicó.

¿En qué medida estas técnicas pueden aumentar la producción petrolera en las provincias petroleras con yacimientos “convencionales”?

El especialista señaló al respecto el “factor de recuperación” qué porcentaje del petróleo original de un reservorio se puede extraer. “En la etapa primaria sacás entre 10 y 15% del petróleo, en promedio un 12%, como en la Cuenca Golfo San Jorge. Con recuperación secundaria agregás 8 a 12 puntos y te acercás al 25%. Y con recuperación terciaria agregás en promedio 8 puntos, como muestra la experiencia en Golfo San Jorge, una cuenca con más de 100 años de historia y muchos años de recuperación secundaria”. Así, al cabo de los procesos de recuperación secundaria y terciaria casi se triplica el volumen de petróleo extraído en la etapa inicial, en que el “empuje” venía del propio pozo petrolero.

La inversión para hacer recuperación terciaria depende del tamaño del yacimiento y de la cantidad de pozos. “Se necesita una planta de inyección de polímeros,para hidratar el polímero en polvo, mezclarlo bien con el agua y finalmente inyectarlo. En general una planta de inyección puede alimentar en promedio 20 pozos inyectores. En la cuenca Golfo San Jorge hay millares de pozos que podrían ser utilizados como inyectores para proyectos de recuperación terciaria”,dijo el experto de Capsa.

El polímero viene del exterior y el costo de implementar la técnica requiere un esfuerzo considerable de inversión, pues la respuesta puede tardar entre 6 meses y un año. “Además con el riesgo petrolero inherente que posee esta industria, por ejemplo hay zonas donde se ha implementado y no se ha obtenido respuesta o la misma fue marginal”, dijo el experto consultado.

La ventaja es que el uso de polímero puede bajar el costo unitario promedio por barril al permitir una extracción superior, debido a que se inyecta y produce menos agua. En la Cuenca Golfo San Jorge, precisó el ingeniero petrolero, el costo de extracción por barril está entre 30 y 45 dólares. “Con polímeros -dijo.- el costo total aumenta, pero el costo unitario por barril podría disminuir en un 15 a 20% debido al aumento de producción”.

El estudio global de BCG destaca que en un contexto en el que explorar nuevos yacimientos es “costoso e incierto” y por eso aconseja “optimizar producción en activos existentes” como un modo de “capturar valor y reducir riesgos”. ¿Acaso una empresa como YPF, que se retira de las áreas convencionales, no la ve?” planteó Infobae.

“Al contrario, es una decisión consciente y que tiene mucho sentido. Parte del proceso de desinversión de YPF responde a la decisión estratégica de concentrar su capital en Vaca Muerta, donde tienen una ventaja de escala y capacidades para el desarrollo del recurso ya descubierto. Eso no implica que los campos convencionales hayan perdido valor, sino que su desarrollo requiere un modelo operativo distinto. Ahí es donde entran otros actores, con estructuras más flexibles y foco específico en optimización de activos maduros. Aunque el mayor crecimiento vendrá del no convencional, el sector necesita de ambos perfiles para desarrollarse de forma integral”, respondió De Lella, el managing director de BCG en la Argentina.

Para provincias como Mendoza y Santa Cruz, que han conocido épocas de producción muy superior a la de los últimos años, la “recuperación terciaria” puede ser un factor de rejuvenicimiento petrolero. El estudio de Tennerini, de GtoG, precisa que en la provincia patagónica “el potencial sigue ahí; dormido, pero intacto” y detalla una producción efectiva de 5.106 m3/día de petróleo que podría mejorarse a partir de la licitación de varias áreas, a saber: Cañadón Escondido.-Las Heras, Cañadón León-Meseta Espinosa, Los Perales-Las Mesetas, Cañadón Yatel, Cerro Piedra-Cerro Guadal Norte, Barranca Yancowsky, Los Monos, El Guadal-Lomas del Cuy, Cañadón Vasco y Pico Truncado-El Cordón. En la provincia hay expectativa por los resultados de la licitación y apuesta a una iniciativa que arrimaría un importante grupo inversor.