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ARGENTINA - Acuerdo YPF-Chevron. Precisiones e interrogantes Imprimir E-mail
Petróleo en Latinoamerica - Argentina
Sábado, 03 de Agosto de 2013 18:54

sinpermiso.info
Luego de la firma del acuerdo entre YPF y Chevron, realizada finalmente el martes 16 de julio por la tarde, es importante poner el foco en algunos datos relevantes y en interroga ntes que son altamente preocupantes a la luz del desarrollo de los acontecimientos.
En lo que respecta al acuerdo en sí, ambas compañías han conformado un joint venture para encarar trabajos de exploración, desarrollo de campos y extracción en un área cercana a los 400 km2, lo que representa algo más de un 3% de las áreas concesionadas a YPF en la formación Vaca Muerta.

 

En efecto, la empresa capitaneada por Miguel Matías Galuccio, tiene unos 12.000 km2 en concesión sobre un total de 30.000 km2, que es toda el área de la formación Vaca Muerta. Para el desarrollo integral del área de 400 km2, YPF ha calculado que se demandarían unos 15.000 millones de dólares de inversiones en cinco años. La proyección implica, además, la perforación de unos 2.000 pozos sólo en estos pocos kilómetros cuadrados, con un horizonte de extracción de más de 60.000 barriles de crudo por día y más de 3 millones de m3 de gas asociado, lo cual podría representar - hacia 2017- algo así como un cuarto de la extracción diaria que YPF vuelca al mercado (entre 180.000 y 200.000 barriles por día). Estos números, señalan la magnitud del escenario ultraextractivista que se montaría.
Aunque, esto mismo, hoy por hoy, es ciencia ficción, ya que, como decimos frecuentemente, no tenemos prospectos serios de reservas probadas en el área y, por ello mismo, no disponemos de una previsión seria sobre el rendimiento productivo de esos pozos. Vamos, entonces, a lo que está más cerca de la concreció n a partir de lo firmado.

En efecto, ambas compañías han previ sto una inversión inicial de 1.240 millones de dólares en un área de 20 km de lo que se denomina Loma La Lata Norte y Loma Campana. Allí YPF ha comenzado desde fines de 2012 a enviar equipos de perforación; hoy, de hecho, hay unos 14 en funcionamiento y se prevé que sean 20 hacia fines de 2013. En este contexto, si el acuerdo empieza a desandarse, Chevron volcaría unos 750 millones de dólares iniciales que serán, en parte inversión propia de activos y, por otro lado, resarcimiento de la inversión encarada hasta ahora en soledad por YPF. Es decir, Chevron coloca inicialmente unos 500 millones de capital y resarce a YPF con otros 250 millones. En concreto, esta primera parte del acuerdo debería avanzar en el segun
do semestre de 2013 y en 2014.

Por otro lado, es importante tener en cuenta que la empresa con la que se ha firmado este acuerdo, afronta un escenario complejo, por lo menos, desde dos puntos de vista. Por un lado, el diferendo en Ecuador abierto a fines de los '90 por graves fenómenos de contaminación y degradación de suelos y recursos hídricos en las explotaciones que Chevron - Texaco desarrollaban en la selva amazónica. Esta demanda asciende hoy a los 19.000 millones de dólares y se recordará que una instancia judicial en Argentina había tomado la decisión deproceder al embargo de los activos de Chevron en la Argentina y, ante ello, primero la Procuraduría General de la Nación y luego la Corte Suprema de Justicia de la Nación, fallaron favorablemente a la posición de Chevron afirmando que el embargo no
procedía y que esta se trataba de una razón social diferente a la que empresa contra la que se accionaba en Ecuador.

Obviamente, el Gobierno estaba detrás de esta operación, antecedente necesario para viabilizar el acuerdo. Pero, más allá de esta cuestión puntual pero relevante, la empresa Chevron ostenta uno de los peores registros en términos de la sustentabilidad de toda su
operatoria y demuestra que allí donde hay inexistencia de controles o extrema laxitud en el tipo de regulación gubernamental, la em
presa sólo acumula un resultado de suma cero, en el que gana todo y nuestras comunidades pierden a costa de un extractivismo salvaje.

El otro aspecto crucial sobre Chevron, está vinculado a su desempeño en el eslabón upstream, es decir, extracción de petró
leo y gas en la Argentina en los últimos años. En un horizonte general de caía productiva acelerada en materia de extracción de gas y petróleo, en el que todas las compañías han tenido resultados negativos, Chevron no ha sido la excepción. Según lo publicado por la misma Secretaría de Energía, entre 2009 y 2012, la extracción de petróleo de Chevron declinó en un 35%, ostentando uno de las peores performances entre todas las empresas, incluso, si se la compara con Repsol cuando todavía controlaba YPF. En ese lapso, la caída global en extracción petrolera orilló el 20%. Este dato es muy relevante, más aun si se tiene en cuenta que Chevron se ubica entre el tercer y cuarto lugar en extracción de petróleo, con un control de alrededor del 10% del mercado. Por su parte, en gas también tuvo un
retroceso del orden del 10% en el período 2009 - 2012, aunque aquí la magnitud del desastre de todos los operadores es manifiesta, ya que en estos últimos cuatro años acumulamos una pérdida de casi el 60% en extracción de gas. Téngase en consideración, que la cuenca en la que Chevron ha operado mayormente en los últimos años, la del Golfo San Jorge, es la que tiene todavía los mejores estándares de extracción y reservas en todo el país. Por eso mismo, su pésima performance productiva es aún más estridente que la de Repsol, que era dominante en la cuenca neuquina y que fue, justamente, la que se expolió en los '90 y la que, en consecuencia, ha tenido la mayor declinación desde la primera década del Siglo XXI en adelante.

Pasemos ahora al plano más que inquietante de los interrogantes y dudas que este acuerdo genera. En primer lugar, hay un aspecto crucial que está vinculado con las concesiones y el manejo de las potenciales subdivisiones que se harían conforme a lo que se expone en el Decreto 929/2013, como así también la problemática del plazo de esas concesiones y la creación del nuevo registro de concesiones de petróleo y gas no convencional. Esta sola cuestión es, de por sí, muy problemática, ya que nos remite a lo estructural
del panorama de opacidad y corrupción que hay detrás del negocio hidrocarburífero, ya que después de más de dos décadas de
desmanejo, agravado por las renegociaciones de las concesiones que otorgaron las provincias a partir de la famosa Ley Corta de 2006,
no sabemos el desempeño productivo, las inversiones efectivamente realizadas y el horizonte de reservas con las que se cuenta en todas las cuencas en actividad en Argentina. Es por ello, que sostenemos que sigue siendo fundamental una auditoría integral de
activos y reservas en todos los campos y de todas las empresas operadoras.

Ahora, en este caso puntual, nos preguntamos:
a- En el área sobre la que se comenzará a encarar con mayor intensidad la perforación y extracción-los 20 km2 iniciales y toda la ext
ensión de 400km2- era Repsol YPF la que ostentaba los títulos de concesión, pero, ante la expropiación consumada en 2012 y, por cierto,
no finiquitada como trámite administrativo, jurídico y, por ende, como acto político soberano en todo su sentido, ¿ no se corre el riesgo de que Repsol retome con mayor vehemencia su ofensiva, reclamando la nulidad del acuerdo ya que se estaría encarando un proyecto
extractivo en un área que está en litigio? No es una cuestión menor dado el panorama de alarmante inconsistencia e irresponsabilidad con el que actúa esta administración.
b- Ligado al interrogante antes planteado, ¿qué reaseguros habrá planteado Chevron en caso que un potencial reclamo de Repsol avance y logre enrarecer todo el proceso? Este costado del asunto es válido, dado el poco margen de maniobra que tiene la Argentina en esta particular coyuntura, ya que, al no haber cerrado el proceso expropiatorio y, por ende, reafirmado su voluntad soberana, ha quedado al arbitrio de los intereses de los demás jugadores.
Y, ante este escenario, lo que es indudable es que Chevron no va a compartir "costos adicionales" y será nuestro país el que cargue con otro costado ruinoso del acuerdo.
c- Otro elemento relevante es el plazo de las concesiones. El Decreto emitido recientemente, se atiene a lo que marca la Ley 17.319 de Hidrocarburos, del año 1967, que, a la sazón, es la única ley vigente en la materia en la Argentina, aunque, en las últimas tres décadas, ha sufrido más de 200 modificaciones, desregulación mediante. En efecto, el plazo general de concesiones es de 25 años según la mencionada legislación, que puede extenderse por otros  diez. Estos son los plazos que toma el Decreto como punto de referencia para las nuevas concesiones de no convencionales y para otras que puedan negociarse. Ahora, ¿cuál es el papel de la provincia de Neuquén de cara a este acuerdo? Esto es crucial, ya que según nuestra Constitución reformada y la famosa Ley Corta, al ser las provincias las que ostentan el dominio originario de los hidrocarburos, son las que pueden, también, decidir sobre la extensión y plazos de las concesiones. Por ende, en la Argentina del revés y del desatino normativo que hemos acumulado en estos años en materia hidrocarburífera, el Poder Ejecutivo neuquino debe avalar el acuerdo, pero también debe precisar información sobre el estado
temporal de las concesiones en esa área. Oficiosamente, se sostiene que el acuerdo avanzaría sobre una concesión de 35 años, como era de imaginarse, remedando los buenos viejos tiempos de los '90, que siguen incólumes. Si se avanza con este plazo, es porque,
posiblemente, estemos ante un escenario que en la jerga se denomina como concesión "corta", es decir, que sean áreas en las que habría que llamar próximamente a un nuevo proceso licitatorio, con todo lo que ello significa. Este aspecto, siempre ha sido el costado más oscuro de la política de desregulación hidrocarburífera y el kirchnerismo no ha hecho otra cosa que agravar la situación con el juego que le abrió a las provincias. El resultado de todo ello, es el desconcierto, la opacidad y falta de transparencia y las fuertes incertezas.

El segundo gran tema que hay que plantear, es el de la evaluación de los proyectos de inversión que los operadores deben presentar a partir del régimen que se ha creado. Este es otro de los grandes asuntos capitales sin respuestas concretas en los últimos años. De hecho, cuando hace un año se emitió el Decreto 1277/2012, por el que se reglamentó la Ley de Soberanía Hidrocarburífera de mayo de 2012, se estableció una Comisión de Planificación y Coordinación que está a cargo del Viceministro de Economía, Axel Kicillof e integrada por el Secretario de Energía, Daniel Cameron y el Secretario de Comercio Interior, Guillermo Moreno.

En lo concreto, y en la actualidad, es este organismo el encargado de monitorear todo el proceso de planificación, formulación técnica de proyectos exploratorios y extractivos de petróleo y gas y es el que debería encargarse de seguir el desarrollo de los procesos de
inversión de todas las compañías operadoras en todo el país. Claro, que esta tarea debe encararla junto a la Organización Federal de Estados Provinciales Productores de Hidrocarburos, la OFEPHI, en cuyo marco se instaló en mayo de 2013, una comisión que tiene
como tarea fundamental el seguimiento y evaluación de los proyectos de inversión.

Es decir, habría doble estructura de control institucional, todo de reciente creación en esta visión administrativista sui generis propia de estados de Excepcionalidad con la que el kirchnerismo encara el manejo de la función pública. Sin embargo, los resultados no aparecen,
no se ven ni se comunican, si es que existen. Lo único palpable, es que el desempeño de las empresas sigue deteriorándose, y ya acumulamos 120 meses de caída consecutiva en extracción de petróleo y hoy extraemos 40% menos que lo que teníamos en 2003, mientras que sacamos un 30% menos de lo que teníamos en gas en el mismo año.

Este Decreto, el 929/2013, pone, entonces, el foco en la Comisión creada hace un año, pero, no es menor la inconsistencia que implica el instrumento, ya que, justamente, su instauración se debía a la invocación oficial según la cual el Estado volvería a tomar el control y la
planificación del sector hidrocarburífero para propender a recuperar una política de autoabastecimiento y de soberanía, para lo cual se habían comenzado a ensayar políticas parciales que iban en esa dirección. Pero, ahora, ante este nuevo Régimen de inversiones
creado por Decreto, se impulsan instrumentos y, lo que es más grave, escenarios de previsibilidad leídos en clave de "seguridad jurídica", "señales de precios", "incentivos", destinados a los grandes actores empresariales del sector, que, mal que mal, han comunicado explícitamente que el nuevo régimen creado va por el buen camino.

Es decir, recrea la atmósfera de negocios que, de la mano de las desregulación de los '90, destruyó al sector
hidrocarburífero en la Argentina. Imaginamos, entonces, que la citada Comisión, sobre la que ya hemos elaborado un pertinente
pedido de informes a nivel legislativo en mayo de 2013, tendrá mucho trabajo por delante.