YPF: el pago a Repsol y los beneficios de la expropiación

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Tanto el acuerdo sobre el mecanismo de compensación por la expropiación del 51% de las acciones de YPF, como el monto del resarcimiento han sido motivos de discusiones y controversias en las últimas semanas. Por estos días, se vuelve a discutir si para Argentina fue conveniente la expropiación, en la medida en que los medios concentrados han hecho del pago a Repsol en carácter de resarcimiento su nueva bandera para criticar la decisión soberana de recuperar la petrolera estatal.

Cabe recordar que Repsol reclamaba ante los tribunales internacionales un monto superior a los 10 mil millones de dólares, mientras que en su balance valuaba la parte expropiada en 7.053 millones. En este marco, el acuerdo por 5 mil millones con bonos a 20 años parece ser un buen negocio para Argentina. Pero lo es mucho más si se consideran los cambios estructurales devenidos de la expropiación de la principal petrolera del país.

Un repaso necesario sobre la expoliación de los ‘90

La primera etapa del proceso de desmantelamiento y privatización de YPF a inicios de los ’90 introdujo un cambio sustancial: los hidrocarburos dejaron de ser concebidos como un bien estratégico y, en tanto commodities, oficiaron de bienes transables internacionalmente, donde el objetivo pasó a ser la obtención de saldos exportables y el incremento del flujo de fondos de las empresas. Esta década significó tambien una reduccion de la demanda local de recursos energéticos debido a la profundizacion del proceso de desindustrialización.

En este contexto, las inversiones de las operadoras privadas estuvieron dirigidas fundamentalmente a obtener un mayor control de la producción mediante la automatización de los yacimientos y a las mejoras en los sistemas de extracción con el objetivo de aumentar la producción y bajar los costos de operación (lifting cost). Sin embargo, las inversiones en desarrollo de nuevos campos mediante la perforación de pozos exploratorios en Argentina cayeron sensiblemente durante la década de los ‘90 y específicamente con la entrada de Repsol a YPF en 1998. Se pasó de un promedio de 104 pozos para el período 1985/97 a un promedio de 46 pozos durante el período 1998/2011, lo que demuestra la baja vocación exploratoria del sector privado por el alto grado de riesgo que conllevan estas inversiones (ver Gráfico1).

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Esta estructura heredada de los ‘90, que fue parcialmente modificada hasta la estatización de YPF (a través regulación de los precios y captación de una porción de la renta con derechos de exportación), atentó negativamente contra la sustentabilidad macroeconómica tanto por su impacto sobre la balanza comercial como por la cuestión fiscal. Se tornó incompatible con el proyecto iniciado en 2003 que reposicionó a la industria y al desarrollo nacional como prioridades de política economica: el crecimiento industrial y el consecuente incremento de demanda energética encontraron un cuello de botella con la marcada caída en la producción de hidrocarburos.

Los primeros impactos de la estatización

La estatización de YPF en 2012 junto con el retorno de la noción de recurso estratégico permitieron comenzar a romper con la lógica noventista, marcada por la mecánica de sobreexplotación y subexploración para maximizar ganancias, el rentismo cortoplacista que se manifestó en frondosas distribuciones de dividendos, y las compras y subsidios de parte del Estado. Como se mencionó, en YPF esto había significado una creciente caída de la producción local, un notable vaciamiento de la petrolera en manos de Repsol, fuga de divisas e inversión en filiales fuera del país.

Lo cierto es que el control de YPF por parte del Estado a partir de la expropiación en 2012 cambió la lógica de la administración de la empresa. En esta línea, la prioridad en el corto plazo ha sido revertir la tendencia declinante de la producción de petróleo y gas para cerrar la brecha externa de la economía.

En este sentido, ya se visualizan cambios notables: desde la nacionalización de YPF en mayo de 2012 a diciembre de 2013, la producción de crudo de las áreas operadas aumentó un 8,6% mientras que la de gas lo hizo en un 8,8%. Estos resultados se lograron luego de un período en el que tuvo que vencerse la inercia declinante que venían reflejando los yacimientos bajo la gestión de Repsol (ver Gráficos 2 y 3).

Esta sensible transformación en el comportamiento de la producción se debe principalmente al incremento de la perforación y a las fuertes inversiones en proyectos de recuperación secundaria y terciaria que estaban ya estudiados y sin implementar. Así, las decisiones de inversión dejaron de estar perversamente sujetas a la optimización de la rentabilidad de una cartera de oportunidades fuera del país: el control de YPF permitió direccionar los fondos de la compañía en función de la estrategia de desarrollo nacional con resultados concretos.

Durante el año 2013 se duplicó la inversión que había realizado Repsol en el 2011, se redujo la remisión de utilidades por aproximadamente 2000 millones de dólares y se reactivó la actividad exploratoria que se centró principalmente en la cuenca Neuquina.

La cantidad de equipos de perforación pasó de 25 durante la última etapa de la gestión Repsol a 65 en diciembre de 2013. Adicionalmente, se están incorporando este año 15 equipos de última generación que están específicamente diseñados para la perforación de pozos en línea y cuentan con los requisitos técnicos y las herramientas necesarias para una perforación eficiente y ambientalmente segura de reservorios no convencionales. En la industria se los conoce como walking rigs ya que se desplazan de una locación a otra sin necesidad de armar y desarmar la estructura reduciendo notablemente los tiempos y los costos de perforación. De esta manera, YPF cerrará el año con mas de 80 equipos, contra los 25 con que inició la gestión estatal, provocando un notable incremento de la demanda de puestos de trabajo calificados. Se calcula que por cada equipo se emplean, sólo en forma directa, unas 100 personas. A esto se le adiciona el enorme impacto que en forma indirecta produce semejante incremento de actividad en las poblaciones cercanas. Sólo una muestra de ello es la revitalización del pueblo de Añelo, lindante con el Activo Loma Campana donde se explota la formación Vaca Muerta y cuya operación ya cuenta con 19 equipos de perforación y 8 equipos de terminación (workovers).

En materia de desarrollo de reservas la tasa de reemplazo de las mismas fue de 158%, el mayor registro de los últimos 14 años. Esto significa que YPF incorporó más reservas de las que produjo en el año, lo que le permite ampliar su horizonte productivo. En este sentido, se destacan los proyectos de tight gas Lajas en la provincia de Neuquén, de shale oil de la formación Vaca Muerta en Loma Campana y las incorporaciones por mejoras en la producción en Magallanes, Golfo San Jorge y la Cuenca Neuquina.

Por otro lado, mediante la adquisición de la participación de Petrobras en el yacimiento Puesto Hernández, YPF reforzó aún mas el liderazgo en la producción de crudo en Argentina. Al mismo tiempo, por la compra de la petrolera Apache se convirtió en la primera productora de gas del país superando a la francesa Total. El objetivo inmediato, en este sentido, es revertir la tendencia declinante de la producción que venían arrastrando en sus campos las dos administraciones anteriores.

Los resultados mencionados, obtenidos en menos de dos años de gestión por parte del Estado y, más aún, la potencialidad futura que existe para el país y las próximas generaciones con el desarrollo de la explotación de los recursos no convencionales, permiten poner en contexto y relativizar el escándalo mediático generado a partir de los 5 mil millones de resarcimiento acordados por la expropiación, abriendo paso para los debates de fondo sobre el posible rol de YPF en la potenciación del proceso sustitutivo y la generación de empleo.

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