Acuerdo Chevron-YPF: ¿Un camino hacia la soberanía energética? 

Con la publicación del Decreto 929/13 y el Acuerdo entre la empresa con control estatal YPF y la norteamericana Chevron, volvió a tomar estado público la cuestión de la producción de gas y petróleo en nuestro país y la relación entre el capital extranjero y un camino soberano de obtención de energía. En este artículo se analizan las ventajas y desventajas de un convenio de este tipo.

El descubrimiento oficial del petróleo en nuestro país ocurrió hace más de 100 años en la ciudad de Comodoro Rivadavia, un 13 de diciembre de 1907. A partir de ese momento, se desarrollaron diversas políticas desde el Estado para asegurar la provisión de energía a precios razonables, un insumo esencial para el desarrollo industrial de un país. La importancia de contar con energía barata y propia, sin depender del extranjero, es fundamental. El Gral. Enrique Mosconi lo entendió de esa manera y aplicó políticas emancipadoras para el desarrollo y crecimiento de lo que sería nuestra empresa más importante: YPF. Luego de una experiencia personal en la compra de nafta para aviación y en la conducción de la empresa petrolera afirmaba: “Capitales que pretendan condiciones especiales, exigiendo un tratamiento de excepción que algunas veces no ha de poder acordarse a los capitales del país, no favorecen a la Nación. Capitales (...), que pretendan no ser regidos por las leyes en que se basa nuestra soberanía, deben ser rechazados, porque esos capitales llevan en sí gérmenes de futuras dificultades y perturbaciones internas y externas”.

YPF supo ser una empresa insignia. Sirvió de ejemplo para la creación de otras empresas estatales en América Latina, se convirtió en herramienta integradora en todo el territorio nacional sirviendo no sólo a la producción de gas y petróleo sino también al desarrollo de pueblos y ciudades. Sus estándares, procedimientos y normas técnicas llegaban a cumplir con los niveles internacionales.

Más allá de sus vaivenes coyunturales, la declinación comienza durante la Dictadura Militar. En el marco del reemplazo del Modelo económico de Industrialización por Sustitución de Importaciones (ISI) por otro de valorización de la renta financiera, con la necesaria represión y persecución política con el resultado de 30.000 detenidos-desaparecidos más presos y exiliados, se fueron implementando medidas de achicamiento y coto a la presencia estatal en el mercado de hidrocarburos. Fue así que de un endeudamiento de U$S 372 millones en el inicio de este período se llegó a U$S 6.000 millones con el objetivo de mantener la tristemente célebre “tablita” de Martínez de Hoz que indicaba un valor de dólar a futuro determinado para que los inversores extranjeros pudieran obtener ganancias extraordinarias en la bicicleta financiera.

De esta manera, comenzaron a ganar espacio otras empresas privadas a las cuales se les entregaron 30 áreas de producción con petróleo ya descubierto por YPF. Éste tenía la obligación de comprarles el crudo a un valor cuatro veces mayor al costo. Entre las empresas beneficiarias estaban Pérez Companc, Bridas y Astra, que aumentaron ostensiblemente sus áreas de explotación. En definitiva, se acrecentaron las ganancias del capital privado en detrimento de la petrolera estatal.

Durante la década del noventa se profundizó el modelo implantado durante la Dictadura con la privatización de las empresas del Estado y la desregulación de distintos sectores de la economía. Se publicaron los decretos 1055/89, 1212/89 y 1589/89 que establecían la eliminación de la intervención estatal al eliminar la mesa de crudos (cuota de procesamiento en las refinerías) y la libertad de precios. Se inicia el proceso de concesión de áreas de interés secundario y la reconversión de contratos en concesiones de explotación con libre disponibilidad del crudo extraído. Se otorga la libertad de disponer el crudo y el 70% de las divisas obtenidas de la comercialización local o internacional del petróleo. Se suprime la restricción para importar o exportar petróleo crudo y sus derivados. En definitiva, se modificaba el concepto estratégico de la producción de hidrocarburos por uno basado en la concepción de “comoditty” con con consecuencias que fueron analizadas en este mismo espacio ^{1,2,3,4,5,6,7}.

A partir de la convertibilidad, parecía que el Estado iba a volver a tener un papel importante en este sector estratégico. Mediante el Decreto 310/02 se establecieron derechos de exportación a los hidrocarburos como una manera de mantener el precio interno por debajo del precio internacional y compensar, de alguna forma, los efectos de la devaluación. Más tarde, se modificó la metodología pasando de una alícuota fija a una móvil de manera tal de congelar en dólares el precio del crudo en el mercado interno mediante las resoluciones 337/04, 532/04 y 394/07. A partir de ese momento, el precio del barril de crudo osciló entre U$S 42 y U$S 45. De esta manera, el Estado se apropiaba de una parte de la renta petrolera.

La creación de ENARSA despertó expectativas en su momento, inicialmente pensada como una nueva Empresa Estatal de Energía. Sin embargo, el crecimiento de esta empresa no pasó de una mera comercializadora internacional para la compra de Gas Natural Licuado y Fuel Oil, principalmente, con una nula incidencia en el mercado de hidrocarburos en el sector exploración y producción. Su papel más importante fue la construcción y puesta en funcionamiento de varias centrales térmicas para generación eléctrica permitiendo aumentar la potencia instalada total en el país.

En el año 2007 se aprobó en el Congreso la Ley de Incentivo a la Exploración y Explotación de Hidrocarburos Nro. 26.154 que establece la eximición del pago de derecho de importación de Bienes de Capital por un plazo de 10-15 años, en una medida que implica un coto a la fabricación nacional de esos bienes y beneficia a las empresas que ya estaban explotando. Además, se aprobó la Ley Corta de Hidrocarburos Nro. 26.197 que entregó a las provincias la facultad de ceder concesiones, en línea con la Constitución Nacional de 1994 que establece la propiedad de los recursos naturales para las provincias. Como consecuencia de ello, se renegociaron contratos en las principales provincias productoras con el caso Cerro Dragón como el ejemplo más paradigmático ⁸.

La llamada “argentinización” de YPF en el año 2008, con el ingreso del empresario Enrique Eskenazi, no hizo otra cosa más que profundizar el vaciamiento y la declinación de la empresa. El contrato de ingreso aseguraba a Repsol mantener las ganancias y la seguridad de enviar los dividendos repartidos al exterior alcanzando su distribución un promedio del 144% de las utilidades obtenidas ⁹. El fracaso de esta política se expresó claramente en el déficit de la balanza comercial exterior energética, alcanzando en el año 2011 a casi U$S 3.000 millones, repitiendo esa cifra al año siguiente ^10,11.

A la luz de los desastrosos resultados y con la necesidad imperiosa de revertir la situación, el año pasado se produce una medida apoyada desde distintos sectores dado que configuraba una vuelta de página a lo que se venía dando desde la década del noventa: la expropiación del 51% de las acciones de YPF mediante la Ley Nro. 26.741. La aprobación de esta ley permitió generar un espacio de discusión frente a las políticas públicas de producción de hidrocarburos. En su art. 1 se declaraba de interés público nacional el logro del autoabastecimiento y la explotación, industrialización, transporte y comercialización de hidrocarburos. Más allá que lo deseable era la estatización completa de la empresa y su transformación en Sociedad del Estado con controles públicos, es indudable que se trató de un avance frente a lo implantado durante los noventa.

Sin embargo, la ley aprobada contenía algunos aspectos que dejaban la puerta abierta a ciertos aspectos dudosos en términos de soberanía energética. El art. 3 inc. c) estableció como principio de la política hidrocarburífera la integración de capital público y privado, nacional e internacional, en alianzas estratégicas. Sin definir claramente los lineamientos que debería tener ese tipo de asociación. Además, en su art. 17 la puerta abierta es claramente definida con la posibilidad de acudir a fuentes de financiamiento externas e internas y a la concertación de asociaciones estratégicas, joint ventures, uniones transitorias de empresas y todo tipo de acuerdos de asociación y colaboración empresaria con otras empresas, sean éstas públicas, privadas, nacionales o extranjeras. Sin tampoco establecer ningún tipo de limitación o condicionamiento al respecto.

En línea con la decisión de recuperar parte de YPF, se publica el Decreto 1277/12 de Reglamentación del Régimen de Soberanía Hidrocarburífera que define un avance del Estado en materia de regulación en el mercado de hidrocarburos. Este decreto, violentamente atacado por el establishment^12,13,14, estableció la derogación de los artículos más importantes de los decretos desreguladores de 1989, en un avance muy importante del Estado Nacional en la materia desde la implantación de las políticas neoliberales en el sector. De esta manera, se dejaron sin efecto su principales medidas. Por otra parte, se establece un Plan Nacional de Inversiones Hidrocarburíferas que incluye la exploración, explotación, refinación, transporte y comercialización de hidrocarburos para garantizar el autoabastecimiento y la creación de la Comisión de Planificación y Coordinación Estratégica del Plan Nacional de Inversiones que quedaría a cargo de la Secretaría de Política Económica y Planificación del Desarrollo del Ministerio de Economía y Finanzas Públicas. A partir de ese momento, las empresas quedaron obligadas a presentar un plan anual de inversiones antes del 30 de septiembre de cada año.

DECRETO 929/13 Y ACUERDO CON CHEVRON

El avance producido durante el año 2012 en materia regulatoria, se ve truncado por la aparición del Decreto 929/13 de Creación del Régimen de Promoción de Inversión para la Explotación de Hidrocarburos y el acuerdo entre YPF y Chevron.

El día 15 de julio de 2013 aparece publicado en el Boletín Oficial el Decreto mencionado y al día siguiente se hace realiza el anuncio del Acuerdo entre la empresa nacional y la norteamericana. De esta manera, una herramienta oficial jurídica de nuestro país se transformó en una de las variables de negociación con una empresa extranjera.

Un primer análisis indica que no es “la vuelta a los noventa” pero implica un paso atrás frente a las interesantes medidas del año 2012.

El decreto establece las condiciones por las cuales las empresas que presenten un plan de inversión de al menos U$S 1.000 millones obtienen ciertos beneficios. Entre ellos se cuenta que podrán comercializar libremente en el mercado externo hasta el 20% de la producción total producido en el proyecto, a partir del quinto año, con una alícuota del 0% de derechos de exportación. Los beneficiarios tendrán la libre disponibilidad del 100% de las divisas que provengan de la exportación de esos hidrocarburos. Por otra parte, si la producción estuviera obligada a venderse en el mercado interno para sostener el autoabastecimiento, el beneficiario podrá vender ese 20% al precio internacional y obtener las divisas correspondientes en el Mercado Único y Libre de Cambios para poder ser giradas al exterior.

Asimismo, se establece la posibilidad de subdividir un área existente si el titular solicita una “Concesión de Explotación No Convencional de Hidrocarburos” y convertirla en una nueva concesión. Esta nueva concesión tendrá un plazo de 25 años al que se le podrá adicionar, en forma anticipada y simultánea con la nueva concesión, una extensión del plazo de 10 años. Es decir, que prácticamente se permite la renovación integral de la concesión ya existente por el plazo de 35 años desde el momento de entrega de la nueva concesión.

De esta manera, vuelven a aparecen conceptos que eran íntegramente asociados a la década del noventa como “beneficios”, “incentivos”, “libre disponibilidad”, etc., cediendo una parte del control que el Estado debería tener en un sector estratégico como el de los hidrocarburos.

Ya a comienzos de este año, esta línea de acción comenzaría a mostrarse con la publicación de las Resoluciones Nro. 1, 2 y 3 de la Comisión de Planificación y Coordinación Estratégica estableciendo un precio de U$S 7,50 x MMBTU para la producción de gas nuevo, aumentándolo en forma considerable en comparación con los valores que se estaban manejando. Esta iniciativa contiene su lado interesante en el castigo a aquellas empresas que no consigan mantener la producción de gas, ya que deberán conseguir el faltante en el mercado internacional o tomar a su cargo el costo de la obtención del mismo.

Por otra parte, también a principios de este año, se publicaba la Resolución 1/13 del Ministerio de Economía que establece un precio del crudo en el mercado interno de U$S 70 por barril, cediendo parte de la renta que era apropiada por el Estado a través de los derechos de exportación.

El acuerdo con Chevron asume en forma completa los beneficios otorgados en el Decreto 929 y los resueltos a principios de año en materia de precios internos. De esta manera, las herramientas jurídico-legales de un país pasaron a formar parte de la estrategia de negociación con una empresa extranjera.

Uno de los argumentos esgrimidos para la firma del contrato es que el acuerdo aporta a la solución de los problemas de déficit energético en la balanza comercial. Sin embargo, no parece ser de esa manera.

Durante los primeros ocho meses de este año, el déficit energético aumentó a U$S 5.410 millones, producto de exportaciones, principalmente de crudo, por U$S 3.619 millones e importaciones de Gas Natural Licuado (GNL), Gas de Bolivia, Fuel Oil y Gas Oil por un total de U$S 9.029 millones. En el año 2012 el déficit había sido de U$S 2.738 millones con importaciones que llegaron a U$S 9.266 millones ^15,16. El superávit comercial en estos primeros ocho meses fue de U$S 6.292 millones, contra U$S 9.319 millones de los primeros ocho meses del año 2012. El déficit energético actual es, en términos absolutos, un 86% el valor del superávit, explicando casi en su totalidad la disminución de los valores de la balanza comercial. Un peso demasiado grande que el país tiene que soportar.

El consumo promedio de gas en nuestro país es de alrededor de 130 MMm³/d. El promedio diario de importación de gas en el mes de agosto de 2013 fue de 43 MMm³/d. El consumo de gas se mantuvo más o menos estable respecto al año pasado. El problema principal fue la caída en la producción de gas. Sin haber un aumento del consumo considerable, en el marco de un crecimiento económico acotado, se hizo necesario, sin embargo, un aumento considerable en las importaciones de este producto.

Nuestro país tiene una matriz de consumo energético evidentemente gasífera. Es el combustible más barato, al que estamos acostumbrados en nuestra cotidianeidad y es el más limpio. El costo de la conversión de nuestro consumo a líquidos es alto. La mitad de la energía primaria que consumimos es gas. El petróleo se lleva el 35% y la energía hidráulica un 5%. En comparación con el resto del mundo (23% de gas), el porcentaje es poco más del doble.

La generación de energía eléctrica se lleva el 35% del consumo total de gas en la Argentina. Mientras que el sector industrial y consumo propio obtiene un 35%. El consumo residencial, variable durante el año, se lleva el 21% del total. Un porcentaje menor es para el transporte, 6%, en la forma de Gas Natural Comprimido (GNC).

Al menos en los próximos diez años no es posible pensar en una reconfiguración de la matriz de consumo en forma considerable, aplicando criterios eficientes y racionales, tanto en términos técnicos como económicos. Esta cuestión deberá pensarse a largo plazo teniendo en cuenta la necesidad de no generar lazos dependientes de nueva tecnología y aprovechando las capacidades existentes y potenciales de nuestro país. En este aspecto, es deseable la profundización de políticas tendientes a la aplicación de métodos renovables de obtención de energía como la eólica, la solar, la geotérmica, etc. Y continuar con el acertado impulso al Plan Nuclear.

Sin embargo, tanto el decreto como el acuerdo no apuntan a solucionar esta cuestión, sino más bien a apuntalar la producción de petróleo como base para lograr saldos exportables.

Luego del camino allanado por la caída del embargo judicial a Chevron en la Argentina, YPF cierra el acuerdo. Éste implica la escisión de una parte de Loma La Lata – Sierra Barbosa en una superficie de 327 km² siendo transformado en Loma La Lata Norte. Esta superficie se incorpora a Loma Campana totalizando un área de 395 km².

Por otra parte, se prorroga el plazo de concesión de Loma Campana por 22 años a partir de su vencimiento, otorgando al total del proyecto un plazo de 35 años, con vencimiento el 11 de noviembre de 2048, permitido por el Decreto 929/13.

Uno de los argumentos que se utilizaron para la aprobación de este acuerdo en la legislatura de la provincia de Neuquén fue justamente la necesidad de contar con plazos amplios para que el proyecto pudiera ser rentable. La presentación preparada por el Gobierno de Neuquén asimismo lo declara: “... se hace necesario contar con un régimen de Concesión de explotación No Convencional, que para casos de proyectos de magnitud prevea un plazo de 35 años que permita el repago y la rentabilidad de tales inversiones”¹⁷.

Sin embargo, el detalle de la presentación realizada por YPF a la Provincia del Neuquén, sobre la cual se fundamentó la de la misma provincia, demuestra que no es tan así. Utilizando los valores de flujo de caja presentados y realizando con ellos el cálculo de la Tasa Interna de Retorno (TIR) se pueda apreciar que el proyecto a 35 años entrega un valor del 24%. Pero al realizar las cuentas suponiendo que el proyecto, en las mismas condiciones de inversión, producción y decaimiento de pozos, tuviera un plazo de 20 años la TIR no se modifica demasiado llegando al 20,8%. El repago de la inversión se produce mucho antes.

El acuerdo menciona inversiones de U$S 1.146 millones para el primer año, aportados principalmente por Chevron a cambio de la cesión del 50% de la nueva concesión^18,19. Luego, el aporte sería en partes iguales entre YPF y Chevron en la modalidad Joint Venture, que implica compartir riesgos, costos y beneficios. Es decir, YPF cede parte de lo que ya tiene para poder llevar adelante el proyecto. Este concepto de cesión es el que no se admite en órganos oficiales dado que se aduce que YPF tendrá el control de la operación. Sin embargo, es claro que un tipo de asociación como el mencionado sólo admite la puesta en común de criterios de ambas partes, sin control de uno sobre el otro.

El total de la inversión prevista es de U$S 16.506 millones durante 15 años. Pero la inversión genuina será diferente. De acuerdo al flujo de caja, los ingresos (ventas de lo producido) comenzarán a ser superiores a los egresos (costos) a partir del quinto año, habiendo alcanzado un flujo negativo el año anterior de casi U$S 4.000 millones. El flujo de caja positivo (ingresos menos egresos) sería de U$S 327 millones ese quinto año, justo cuando empieza a tener vigencia la libre disponibilidad del 20% de lo producido. Para ese año las ventas serán de aprox. U$S 2.600 millones. El 20% de ese monto será U$S 520 millones, lo necesario para poder girar lo que va generando el proyecto. Chevron a esa altura habrá puesto de su bolsillo la mitad de los U$S 4.000 millones, es decir U$S 2.000 millones y ya no tendrá necesidad de desembolsar un sólo dólar más. El mismo proyecto con sus ingresos (ventas), producto de la riqueza extraída y del trabajo argentino, financiará lo que resta hasta el año 15. Tal como sucede con los capitales extranjeros invertidos en la Argentina, Chevron capitalizará en favor propio parte de nuestra riqueza y nuestro trabajo y terminará el proyecto diciendo que “tiene invertidos en nuestro país cerca de U$S 8.000 millones” al que se deberá tributar. El acuerdo parece demasiado costoso para algo que no aportará solución a los problemas.

Se argumenta que Chevron viene a aportar tecnología. Pero parece más bien que vienen a aprender, a ocupar un lugar en los que ellos consideran es uno de los lugares con más alto potencial en recursos no convencionales en el mundo. YPF perforó 89 pozos totales (78 verticales y 11 horizontales) hasta el primer cuatrimestre de 2013. 71 de ellos están en producción con 6000 BPD de crudo y 3500 BPDe de gas, alcanzando promedios de producción máxima de 150 BPD en Vaca Muerta y 110 BPD en Quintuco. La empresa está en un camino de aprendizaje, el mismo que tendrá Chevron, que podría aportar algunos datos, para acortar esa curva, de formaciones parecidas en EEUU.

Decíamos que se apuntala la producción de petróleo como base para su exportación. En la presentación mencionada figura una producción máxima de 75.000 BPD de crudo, un poco más del 10% de la producción total de petróleo del país. La producción de gas es mínima, alrededor de 3,4 MMm³/d. Esto es justamente lo que le interesa a EEUU: promover la exportación de crudo en países “amigables” por fuera de la OPEP que garanticen de alguna manera una estabilidad de precios en el mercado internacional.

La provincia de Neuquén propuso sus propios incentivos. No aplicará la Renta Extraordinaria ni Canon Extraordinario de Producción, manteniendo las Regalías hidrocarburíferas al 12% (alguno contratos habían cerrado en 15%). La provincia garantizará que para los ingresos generados en el área de concesión en ningún caso la alícuota del impuesto a los Ingresos Brutos podrá ser superior al 3%. Y además, el impuesto de sellos sólo será aplicable sobre los U$S 1.240 millones iniciales y habrá exención de todo otro instrumento para la estructuración del proyecto.

No se debe soslayar la cuestión ambiental. Si bien la provincia de Neuquén es la única que cuenta con una legislación propia sobre manejo de agua, se deberán seguir todos los pasos de consulta, auditorías y control para asegurar el mínimo impacto al medio ambiente que esta actividad pueda ocasionar. Las herramientas tecnológicas están dadas para minimizar los riesgos de contaminación en los lugares de explotación. Pero sólo el Estado es el que debería controlar que esto fuera así.

Creemos que existen alternativas a esta inciativa. La asociación con actores extranjeros con objetivos diferentes a los del país, no conducirá a la ansiada soberanía energética. Pero sí se puede pensar en asociaciones con actores con los mismos objetivos regionales, tales como otras empresas estatales latinoamericanas. Establecer políticas que signifiquen un avance en la recuperación de la renta y el control de la producción y comercialización es fundamental para marcar el camino de autosuficiencia, por medio de modificaciones en la legislación e incluso reforma constitucional (propiedad de los recursos naturales para la Nación) y el establecimiento de herramientas como la Locación de Servicios, tal como proponía el recordado Silenzi de Stagni.

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