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 emancipatorias 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 pulbicación 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 concesión18,19.
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
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