Referentes del sector analizan los efectos de la medida de 2012 y los factores políticos y económicos que afectaron el desarrollo de la principal fuente de petróleo y gas de la Argentina. Propiedad, inversión, tecnología y renta
Como en la “Caja de Pandora” -el relato de la mitología griega en el que la curiosidad de Pandora la llevó a abrir un arcón que no debía y del que salieron todos los males, para esparcirse por el mundo- la expropiación decidida en 2012 por el segundo gobierno de Cristina Fernández de Kirchner, ejecutada por el entonces viceministro de Economía, Axel Kicillof, y aprobada por amplia mayoría en el Congreso, sigue generando consecuencias negativas para Argentina.
El más reciente no es solo el fallo de Loretta Preska, jueza del Distrito Sur de Manhattan, exigiendo al Estado argentino depositar en un banco de Nueva York el 51% de las acciones de YPF como garantía del pago de un juicio que ganó en su tribunal Burford Capital -bufete de abogados de Londres especializado en litigios con la Argentina- sino también el pedido de fondos de inversión que por el impago de bonos soberanos aprovecharon la oportunidad y pidieron a Preska tomar posesión de acciones de la empresa más grande de la Argentina y ejecutarlas para cobrarse sus reclamos.
Ya en 2023 la jueza había dictado sentencia contra Argentina por USD 16.000 millones, a causa del encadenamiento de la expropiación con la previa “argentinización”, que derivó en un extenso litigio y una condena que el Estado planea apelar, tras haber sumado varias derrotas en el proceso.
En 2012, apenas el gobierno anunció la medida, el Instituto Argentino de Energía (IAE) General Mosconi, aunque favorable a la participación del Estado en el sector energético, advirtió que la intervención se hacía “con métodos propios de una situación de emergencia que no existe”, que se realizaba “con los modos propios de una confiscación”, que los fundamentos del proyecto de ley carecían “de lógica y de sustento técnico” y que el gobierno no tenía “ni siquiera en forma preliminar, un plan de negocios alternativo”. Por eso, el IAE anticipó “altos niveles de litigiosidad futura y descrédito internacional”.
A más de 13 años y conocida la última medida de Preska, Pablo González -ex vicegobernador de Santa Cruz, exsenador y exdiputado nacional por esa provincia e, impuesto por el kirchnerismo, expresidente de YPF durante el gobierno de Alberto Fernández-, dijo que cualquier decisión sobre las acciones de la empresa de mayoría estatal debe ser consultada con las provincias, dueñas de la mitad de las acciones del Estado y titulares “originarios” de los recursos hidrocarburíferos.
Pese a los sinsabores judiciales, dijo González, la decisión de 2012 valió la pena porque -afirmó – “si no hubiera sido por aquella expropiación, la Argentina no hubiera desarrollado Vaca Muerta”.
Vaca Muerta constituye hoy el principal activo hidrocarburífero de la Argentina: explica más de la mitad de la producción de petróleo y gas y la parte del león de las proyecciones de exportación de hidrocarburos, que hacia 2030 serían cercanas a los USD 30.000 millones anuales.
No obstante, allí no opera solo YPF: también lo hacen Pan American Energy (PAE), Tecpetrol, Pluspetrol, Vista Oil y varias empresas privadas más, aunque la firma de mayoría estatal cuenta con la mayor superficie de concesión y aporta las mayores cuotas de producción.
Según González, abogado que de muy joven fue también subsecretario de recursos tributarios y ministro de gobierno de gobiernos K en Santa Cruz, “el crecimiento de la producción de Vaca Muerta se debió a inversiones de YPF y de los socios, integrados a partir de 2015″.
“Un fondo buitre como Burford está tratando de hacerse de la segunda reserva de gas no convencional y la cuarta de petróleo no convencional del mundo”, alertó.
Controversia y visión contrafáctica
Pero, ¿es cierto que sin la expropiación no existiría el desarrollo de Vaca Muerta? “Es una afirmación contrafáctica; es imposible probar su falsedad, pero es falsa”, dijo a Infobae un abogado especialista en energía que asesora a empresas del sector y prefiere evitar las “polémicas políticas”, por lo que pidió reserva de nombre.
“La afirmación de González no tiene sustento, el carácter estatal de YPF no explica el desarrollo de los hidrocarburos no convencionales, que es un tema de capital, inversión y tecnología”, explicó.
“Loma Campana (el primer desarrollo en Vaca Muerta) se pudo hacer recién a partir del acuerdo con Chevron. Cualquier otro accionista hubiera podido desarrollar Vaca Muerta. La diferencia no es el carácter estatal, sino la disposición de capital y tecnología”, dijo la fuente.
Como formación geológica, recordó, Vaca Muerta había sido descubierta en 1931 por Charles Edwin Weaver, un geólogo norteamericano que se afincó en Mendoza.
“La única historia comparable de desarrollo de hidrocarburos no convencionales es en EEUU, donde ocurrió primero: busque allí una empresa pública, no la encontrará ni con lupa, son todas privadas”, enfatizó el especialista. La clave, insistió, son capital, tecnología y disposición a asumir “riesgo geológico”.
Otro abogado, que participó en las negociaciones entre YPF y Chevron que llevaron al acuerdo de julio de 2013, dio cierto crédito a la opinión de González de que la salida de Repsol de YPF allanó el desarrollo de Vaca Muerta. La Argentina debió resarcir a Repsol dos años después de la expropiación con bonos de un flujo de USD 10.000 millones (USD 5.000 millones a “valor actual” de 2014).
Balance de las decisiones previas
El jurista en hidrocarburos reconoció, no obstante, que tanto la “argentinización” de 2008 como la “expropiación” de 2012 “fueron un desastre”. Aun así, afirmó, “en parte tiene razón González: al expropiar Repsol se inició un régimen por el que YPF en alianza con multinacionales como Chevron, Dow y Petronas, logró explotar Vaca Muerta, caso contrario no se habría sido posible”.
La secuencia, explicó el especialista, se inició con la “argentinización” de 2008, que posibilitó al Grupo Petersen quedarse con el 25% de YPF y a Repsol a sacar miles de millones de dólares de Argentina (el mismo ducto de distribución de dividendos servía a su vez para repagar los créditos que financiaron el ingreso de Petersen a YPF), para financiar sus negocios globales.
Antonio Brufau, presidente de Repsol, no solo aprovechó ese esquema para sacar divisas en concepto de dividendos en una época de “cepo brutal”, cuando nadie podía hacerlo, enfatizó el especialista. hecho, tras el acuerdo con Kicillof en 2014, Brufau ganó otros USD 5.000 millones para Repsol. Su astucia empresaria hizo que el mismo 2014 fuera elegido “Empresario del año” en España y distinguido como “Mejor CEO” por las revistas especializadas Institutional Investor y Petroleum Economist.
El petrofísico argentino Juan Carlos Glorioso, que durante décadas trabajó en YPF en la Argentina, lo hizo para Repsol en España e hizo consultoría para Ryder Scott, una certificadoras de recursos, recordó que al momento de la expropiación la producción petrolera y gasífera de todas las empresas, no solo la de Repsol, caía a pique por la política de precios controlados, el cepo y la brecha cambiaria que aplicaba el kirchnerismo.
Precios controlados
En esos años, Argentina pagaba por el gas importado -de Bolivia y por el GNL que llegaba desde 2008 en buques metaneros- mucho más de lo que reconocía a la producción local. Glorioso remarcó que después de 2012 ninguna petrolera quería poner un dólar más en la Argentina, lo que empezó a destrabarse tras el acuerdo con Chevron y el pago de USD 5.000 millones a Repsol.
Según el experto, Chevron aportó financiamiento y expertise técnico, pero no asumió “riesgo minero”, que quedó enteramente en cabeza de YPF (el abogado que participó en esa operación dijo en cambio que si bien Chevron actuó como prestamista sí asumió riesgo minero, porque, a diferencia de un crédito bancario tradicional, el repago de los créditos dependía del resultado de las operaciones).
Otro problema fue que, políticamente presionado por un gobierno deseoso de mostrar rápidos aumentos de producción, el nuevo presidente y CEO de la YPF de mayoría estatal, Miguel Galuccio quien había trabajado en Repsol y en Schlumberger, una multinacional de servicios petroleros, empezó a hacer en Vaca Muerta perforaciones verticales.
La experiencia de EEUU
Desarrollos “no convencionales” en EEUU ya habían mostrado que el camino eran las “perforaciones horizontales”, aún más aplicables en la gruesa geología de Vaca Muerta. El efecto fue un explosivo aumento de la deuda de YPF: según surge de los formularios F-20, de presentación anual de resultados a la Comisión de Valores de EEUU. (SEC): pasó de USD 3.478 millones en 2012, año de la expropiación, a USD 8.132 millones en 2015, un aumento de casi USD 4.700 millones en tres años. La deuda se estabilizó en los años posteriores.
A la par, la capitalización de mercado de YPF había caído de USD 13.640 millones a fines de 2011, meses antes de la expropiación, a USD 6.180 millones a fines de 2015, cuando terminó el segundo gobierno de Cristina Kirchner, fenómeno al que también contribuyó a la caída, en 2014, del precio del petróleo.
Esas desproporciones son hoy aún más groseras. Preska determinó una compensación de USD 16.000 millones, cuyo taxi de intereses avanza entre USD 2,5 y 3 millones por día, por el 25% de una compañía cuya capitalización de mercado total no llegaba este viernes a los USD 13.000 millones.
Glorioso sostiene que “la gestión inicial no capitalizó la experiencia estadounidense, donde la producción de petróleo explotó desde 2011 y la de gas desde 2010 gracias a la perforación horizontal y el aumento del número de fracturas. En Vaca Muerta, eso solo se aplicó más tarde, con subas en producción de petróleo desde 2016 y de gas en 2018″.
El ingeniero Roberto Carnicer, director del Instituto de Energía de la Escuela de Negocios de la Universidad Austral, dijo directamente a Infobae no estar de acuerdo con la afirmación de González de que sin expropiación no hubiera habido Vaca Muerta. De hecho, dijo, Vaca Muerta podía haberse desarrollado incluso antes de la expropiación, con una política energética favorable y precios adecuados.
“Nos habíamos quedado sin gas por el precio que había fijado el gobierno. El problema no era la propiedad de los recursos, sino el congelamiento de tarifas y precios y el manejo que hasta ordenaba quién le vendía a quién. El tight gas y el shale gas se pudieron haber desarrollado antes”, dijo Carnicer, quien recordó que Apache, una compañía extranjera, había hecho su primer pozo shale (vertical) en 2008.
Glorioso recordó que en 2009, tres años antes de la expropiación, la propia Repsol había comenzado los estudios y etapa piloto de un plan denominado Loma La Lata Norte, germen de lo que luego se conoció como “Loma Campana”.
“Al 31 de diciembre de 2011 ya se habían producido 700.000 barriles de petróleo equivalente con 15 pozos en producción y se habían invertido unos USD 300 millones, el dominio minero de YPF sobre Vaca Muerta era de 8.000 km2 para los que ya se estaban estudiando planes piloto y posterior desarrollo. La demanda de capital para esto se consideró muy alta y la instalación de la logística necesaria para llevar adelante los planes, todo un desafío. Antes de la expropiación ya se sabía lo que había que hacer. Todo ese conocimiento fue heredado por los nuevos funcionarios y los técnicos siguieron siendo los mismos, algo muy positivo”, dijo el experto a Infobae.
De hecho, en mayo de 2011, diez meses antes del inicio del proceso de expropiación, la propia Cristina Fernández de Kirchner había celebrado el anuncio de los hallazgos de Loma La Lata Norte por parte de Repsol YPF.
Era un cambio de expectativas. La entonces presidente había iniciado ese año con una visita a Qatar, en la que su ministro de Planificación, Julio De Vido, firmó un precontrato de compra de 20 millones de metros cúbicos por día de GNL con el emirato y rubricó un “Convenio Marco para el Desarrollo e Implementación de Proyectos de Integración Energética bilateral” e instalación de una nueva planta de regasificación (para recibir los envíos qataríes) en el Golfo San Matías, en Río Negro.
El grupo Plaza de la familia Cirigliano, que doce meses después quedaría en el centro de la tragedia ferroviaria de Once, en que un impacto de una formación que circulaba a menos de 20 kilómetros por hora dejó un saldo de 51 muertos, había ya establecido en Qatar una empresa de nombre sugestivo para hacerse cargo de esas operaciones, Cometrans Qatar.
La importación de energía desangraba de divisas a la Argentina y el secretario de Comercio, Guillermo Moreno, encabezaba misiones en búsqueda de acuerdos de canje de “Alimentos por Energía” con países como Angola y Guinea Ecuatorial.
Dilemas
Otro problema para Galuccio al frente de la “nueva YPF”, dijo Carnicer, fue no solo que probaba perforaciones verticales, sino que buscaba “shale oil” (petróleo), para exportar, por los altos precios internacionales que entonces tenía el oro negro, y no gas, que por el bajísimo precio de este, fijado por el gobierno, daba pérdidas, algo que empezó a corregirse muy sobre el final del segundo gobierno de Cristina Kirchner con planes que reconocían mejores precios a la producción incremental del fluido.
Desde el entorno de Galuccio recordaron que cuando asumió los equipos de perforación con que contaba YPF eran de la década del ’60 y que las perforaciones verticales permitieron conocer mejor “la roca” (esto es, la geología) de Vaca Muerta, muy diferente a la de Permian, la principal formación de recursos “no convencionales” de EEUU. Recién el acuerdo con Chevron y aportes de empresas como la malaya Petronas, señalaron, permitió contar con equipos y tecnología para “curvar los caños”, hacer perforaciones horizontales y avanzar en el derisking de Vaca Muerta.
Además, cuando Galuccio empieza a probar con shale oil, pero vertical, el precio internacional del barril estaba a 90, casi 100 dólares, pero en 2014 baja a 30 dólares. No probó antes con el gas, por los bajos precios internos, explicó Carnicer.
“Si hubiera habido señales de precios y un mercado cambiario normal los productores argentinos hubieran tenido más recursos para desarrollar antes, primero con el tight y después el shale. Recién en 2017, Tecpetrol, con un enfoque mucho más agresivo, demostró con el shale gas que Vaca Muerta era una realidad”.
“Cuando uno da condiciones adecuadas, las inversiones aparecen. Con decisiones absurdas de precios, no. Brasil nunca vendió en mercado doméstico a un precio diferente del que importaba desde Bolivia. Era el precio que cobraba Petrobras y por el que hoy produce 3,5 millones de barriles de crudo por día”, dijo Carnicer a Infobae. “La política influye mucho en las decisiones y los resultados económicos”.
De modo similar, Daniel Montamat, ex secretario de Energía y director de la consultora energética Montamat & Asociados, dijo a Infobae: “Espero que el reciente fallo de la jueza Preska en el litigio por YPF sea uno de los últimos coletazos del populismo energético y no interrumpa el avance de los actuales planes de expansión de YPF”.
Montamat consideró el fallo por USD 16.000 millones absolutamente desproporcionado. “Creo que la jueza está llamando a negociar, y tengo la expectativa de que el tribunal de alzada revise el monto. El fallo es sobre el 25% que tenía Petersen, que no se expropió. La capitalización actual de todo YPF son unos USD 12.000 millones. Hay una desproporción evidente”.
En cuanto a la afirmación de Pablo González de que sin expropiación no hubiese habido desarrollo de Vaca Muerta, Montamat dijo directamente que “no tiene sentido desde el punto de vista de cómo funciona la actividad petrolera”.
Rol del Estado y visión de negocio
“Ahí hay una visión nacionalista, prejuiciosa, de que los recursos te harán rico. Los recursos de Vaca Muerta están entrampados en la roca madre. Para acceder a ellos hay que usar tecnología y mucho capital. No se trata de quién tiene la propiedad de la empresa, sino la plata y la tecnología para desarrollar ese capital bajo la tierra. Con una política adecuada, Repsol o cualquier otra compañía afianzada en la Argentina hubiera podido desarrollar Vaca Muerta. YPF empezó con perforaciones verticales, con poco resultado y para hacer perforaciones horizontales tuvo que buscar a Chevron, que pusiera plata, además de pagarle a Repsol”, dijo Montamat.
“Lo que lamento es de estas afirmaciones ideológicas, populistas, es el desconocimiento del negocio, que es de apropiación y distribución de rentas de un recurso natural. Si vos querés apropiarte de toda la renta, el 100% de cero es cero. El Estado es el propietario originario y se apropia de parte a través de Regalías, impuesto a los ingresos brutos, a las Ganancias, retenciones a la exportación. Pero las que tienen que poner la plata para la inversión son las empresas. Son mucho más importantes las reglas de juego que quién es el actor: pueden ser público, privado, mixto. Yo he sido presidente de la YPF estatal y director de la YPF con el 51% estatal. No tengo prejuicios sobre eso, pero debe ser un capital estatal que funcione con reglas, tenga autonomía de gestión y no invasión de la mala política en la empresa”, dijo el hoy consultor energético. “Entonces sí –concluyó- se puede disponer de capital para que los recursos en potencia se transformen en recursos fuera de la superficie”.
