La expropiación de Repsol-YPF algunas reflexiones

Por Víctor Bravo

San Carlos de Bariloche 30 de Abril 2012

Introducción

En este documento se realizará un análisis del Proyecto de ley del Ejecutivo Nacional mediante el cual impulsa la expropiación de del 51% de las acciones en poder de REPSOL.

El análisis es crítico en cuanto pretende puntualizar aspectos que pudieran contribuir en mayor medida a la recuperación de YPF para el país.

Adicionalmente se incluyen algunos aspectos que hacen a la definición de la política petrolera

1. El análisis del Proyecto

Consta de 19 artículos de los cuales los 17 primeros contienen la materia objeto del Proyecto.

Artículo 1º Se declara de interés público el lograr el autoabastecimiento de hidrocarburos así como a prácticamente todas las actividades que conforman la cadena productiva de los hidrocarburos.

Como se verá más adelante esta manifestación de interés público da el sustento legal a la expropiación.

Adicionalmente se pude fundamentar la caducidad de las áreas concesionadas en el no cumplimiento de disposiciones de la Ley de Hidrocarburos 17319 de 1967.

La del artículo 6 cuando dice que los concesionarios podrán disponer de los hidrocarburos siempre que operen sobre” bases técnico-económicas razonables que contemplen la conveniencia del mercado interno y procuren estimular la exploración y explotación de hidrocarburos” (como se demostrará más adelante REPSOL no estimuló la exploración y bajó la producción de petróleo y Gas natural comprometiendo el mercado interno.

Según el artículo 31” todo concesionario de explotación está obligado a efectuar, dentro de plazos razonables, las inversiones que sean necesarias para la ejecución de los trabajos que exija el desarrollo de toda la superficie abarcada por la concesión, con arreglo a las más racionales y eficientes técnicas y en correspondencia con la característica y magnitud de las reservas comprobadas, asegurando la máxima producción de hidrocarburos compatible con la explotación adecuada y económica del yacimiento y la observancia de criterios que garanticen una conveniente conservación de las reservas”.

(REPSOL no realizó las inversiones requeridas)

La del artículo 32 que obliga al concesionario a solicitar la aprobación de la Autoridad de Aplicación (en este caso la Secretaría de Energía) de los programas de desarrollo y compromisos de inversión en forma periódica (En este caso la Secretaría de Energía está en deuda si aprobó programas de desarrollo de las actividades de REPSOL e inversiones que posteriormente consideraría insuficientes como se mostrará más adelante y surgen, la insuficiencia, de los datos que incluye la fundamentación del proyecto de ley de expropiación en análisis).

El artículo 80 señala las causales de la caducidad de las concesiones. Así el apartado c) indica claramente como una de ellas “el incumplimiento sustancial e injustificado de las obligaciones estipuladas en materia de productividad, conservación, inversiones, trabajos o ventajas especiales comprometidas”, en este caso,  por REPSOL (Empresa que no cumplió con lo referente a productividad e inversiones, como ya se mencionó).

 El Artículo 37 indica que la caducidad, que implica la reversión de las áreas de concesión al Estado, “comportará la transferencia a su favor, sin cargo alguno, de pleno derecho y libre de todo gravamen de los pozos respectivos con los equipos e instalaciones normales para su operación y mantenimiento y de las construcciones y obras fijas o móviles incorporadas en forma permanente al proceso de explotación en la zona de la concesión”. Según este artículo no habría que pagar monto alguno por las instalaciones expropiadas, habida cuenta de la existencia de causales de caducidad.

Es decir Expropiación, sobre la base de la declaración interés público, de las Acciones de REPSOL en YPF y caducidad de las concesiones otorgadas en las áreas, sin costo alguno en este último caso.

Sobre este último punto se suscitan algunas dudas y quizá problemas.

Si las empresas concesionarias de los yacimientos, presentaban sus planes de trabajo y el monto de las inversiones y las aprobaba la Secretaría de Energía y luego no controlaba los cumplimientos, se cae la causal de caducidad y me temo que esto haya ocurrido. Entonces sólo queda la expropiación basada en el interés público.

Por otra parte por qué sólo se expropia el 51% de las acciones de REPSOL y no se tocan las de los demás accionistas (Grupo Petersen y Fondos privados) y se recupera así el 100 por ciento de la empresa?

Quizá porque controlando el 51% de las acciones, en este caso expropiadas sólo a REPSOL , se controla a la empresa y se evitan litigios con otros accionistas .

El temor es que revertida YPF al Estado, como Sociedad Anónima, se conceda a otros operadores la operación de áreas y destilerías a cambio de una participación minoritaria del Estado en Sociedades Mixtas y con el señuelo de aportes iniciales en efectivo por parte de los socios privados, de la manera que ocurrió con las ampliaciones en el tiempo de las concesiones en varias Provincias, por ejemplo con la Pan American en Chubut.

Artículo 2º El Estado Nacional será el que conducirá el proceso con la colaboración de los Estados provinciales y del capital público y privado nacional e internacional.

En consecuencia las Provincias estarán subordinadas y esto en principio recupera la capacidad de decisión por parte de la Nación que en los hechos (Ley 24145/1992, llamada de Provincialización de Hidrocarburos, Artículo 124 de la Constitución Nacional y Ley 26197, llamada Ley Corta) se había trasladado a las provincias. Concuerdo con esta modificación.

Pero resulta preocupante la posibilidad del concurso del capital privado nacional e internacional que, a mi juicio, en la forma en que se ha dado, ha sido una de las causales  de los serios problemas que aquejan al sector energético argentino.

Artículo 3º Se enuncian algunos principios de Política Hidrocarburífica, como los siguientes:

i) Promover el empleo de Hidrocarburos

En realidad un paso previo a definir una Política para los Hidrocarburos, es definir una Política Energética, dentro de la cual tengan asignado un papel los Hidrocarburos. Es que la matriz energética Argentina es excesivamente dependiente de estos energéticos (en conjunto aportan el 87% de los requerimientos totales de energía y contribuyen con casi el 58% de la generación de electricidad) (1). Dada la baja duración de las Reservas comprobadas de Petróleo (apenas 11,4 años) y de Gas Natural (apenas 7,1años) (2) es imprescindible sustituirlos y usarlos racionalmente.

Sustituirlos, por ejemplo por la hidroelectricidad, la energía nuclear y la energía eólica y razonablemente por el etanol y el biodiesel.

Usarlos racionalmente, implica el ahorro de energía, es decir satisfacer las mismas necesidades del sistema social y productivo con menos energía (un ejemplo es el reemplazo de las lámparas comunes por las de bajo consumo).

Estas medidas están ausentes de los objetivos mencionados en el Proyecto de Ley

ii) Incorporar mas Reservas de Petróleo y de Gas Natural

De acuerdo

iii) Integrar capitales públicos y Privados , nacionales y extranjeros en las tareas del llamado upstream (exploración y producción)

Esto es preocupante pues puede implicar el reemplazo del papel de REPSOL por otra empresa semejante que vuelva a ejercer el rol protagónico en la actividad. La política aplicada, en ese sentido, por el actual gobierno confirma las dudas. Especialmente cuando, como se verá, se propician las uniones transitorias de empresas y las sociedades mixtas entre esta nueva YPF y los capitales mencionados. Si lo que se pretende es incorporar capitales para el financiamiento de las actividades, asegurando el control operativo de la sociedad habría que haberlo explicitado

iv) Invertir para alcanzar el autoabastecimiento en el corto , mediano y largo plazo

Sin  recaudos adicionales imprescindibles puede ser muy peligroso cumplir con este objetivo en el corto plazo. Es cierto que la Producción y Reservas de hidrocarburos han descendido dramáticamente y están comprometiendo el Balance Comercial por las crecientes importaciones de Gas Natural, y Derivados de Petróleo , pero si se quiere acelerar la extracción de hidrocarburos de las escasas reservas actuales (técnicamente puede hacerse) será a costa de una explotación irracional de los yacimientos que llevaría inevitablemente a acortar aún más la vida útil de las Reservas actuales y esto comprometería más gravemente a la presente generación en el mediano plazo. Es que las necesarias e imprescindibles acciones para incrementar la exploración y aplicar técnicas de recuperación terciaria, no van a dar sus frutos antes de los 3 o 5 próximos años. Incluso si se acudiera a los recursos llamados no convencionales.

Las medidas para revertir esta situación debieron haberse tomado hace por lo menos 10 años, cuando ya se evidenciaba la disminución de las Reservas y la Producción y se observaba una recuperación de la actividad económica que iba a demandar más energía. Por el contrario se continuó dejando el manejo de la actividad en manos de empresas privadas, que se preocuparon más por exportar .que por explorar, agotaron los recursos y se llevaron a sus casas matrices los beneficios económicos. El Estado se comportó como un socio rentista, no controló, auspició el ingreso de “amigos” al negocio, creyó que la creación de ENARSA, unidad de negocios más que empresa, serían suficientes. No lo fueron y no puede dejar de mencionarse la responsabilidad de los que condujeron la “política energética”, por decirlo de algún modo, porque en realidad se trató de una no política

v) Incorporan nuevas Tecnologías y mejorar la gestión

De acuerdo

vi) Promover la industrialización y comercialización de Hidrocarburos con alto valor agregado

De acuerdo pues esto implicaría, por ejemplo, agregar valor a las materias primas por ejemplo con la petroquímica y si hubiera saldos exportables no exportar petróleo crudo, ni Gasolinas o naftas vírgenes, como ocurre actualmente, sino otros Derivados de Petróleo como Motonaftas de alto octanaje y lubricantes.

vii) Proteger los intereses del Consumidor en cuanto a precios, calidad y cantidad de los Derivados de Petróleo

Para hacer efectivas estas medidas, hay que construir lo antes posible una Destilería de la capacidad de la de La Plata que equivale al 50% de las que tiene YPF y al 30% de la del País.(2) Esto si la decisión se tomara ya, recién podría estar operando en el 2016 o 2017. Pero esta nueva destilería tiene que ser integrada, es decir contar con unidades de conversión como el craqueo Catalítico o el hidrocraqueo y el reformados Catalítico, capaces de producir las cantidades y calidades de Nafta y Gas oil que requieren los consumidores, Es que hoy no se está abasteciendo de estos productos en los volúmenes requeridos y deben importarse y se sufre un desabastecimiento que se ha vuelto común en muchos lugares del país. Lamentablemente los responsables gubernamentales del área tampoco vieron esta situación anunciada desde hace no menos de 5 años, pues hace casi 10 que no se construyen destilerías importantes en el país. El otro aspecto es volver a tener precios uniformes para los derivados de petróleo en todo el país como sucedía anteriormente, cosa que técnica y económicamente es posible. Los precios deben fijarse en función de los costos internos, incluida parte de la financiación de las inversiones. Los precios de venta de los derivados de petróleo al consumidor final tienen niveles suficientes, actualmente,  para permitir a las empresas integradas (es decir que producen y procesan el petróleo y venden sus derivados) alcanzar un adecuado nivel de autofinanciamiento de su inversiones en las etapas de producción y refinación, siempre y cuando las Empresas estén en manos del Estado. Las ventas totales de derivados de Petróleo llegan a cerca de 21000 millones de dólares anuales (8)  Las ganancias obtenidas no deben, siendo las empresas estatales, distribuir beneficios entre los accionistas. Para la etapa de exploración ,destinada a incorporar reserva de petróleo y Gas , puede ser conveniente formalizar contratos con empresas privadas, donde el riesgo minero lo corra el inversor y si se descubren hidrocarburos la privada se asocie con la Empresa Estatal , que en todos los casos tendría más del 50% de la sociedad, y no se autorizaría la libre disponibilidad de los hidrocarburos producidos, En cuanto a las tarifas del Gas Natural tanto a nivel de boca de pozo como al consumidor final están en estos momentos demasiado bajas. Para el Gas natural deben establecerse tarifas basadas en subsidios cruzados donde los consumidores residenciales más pobres (en general los que menos consumen) tengan tarifas unitarias más bajas que los que consumen más y los sectores comerciales, las tengan también unitariamente más altas que los industriales. Lo importante es que la tarifa media cubra los costos de la Empresa Estatal ya que no habría distribución de beneficios.

Artículo 4º Creación del Consejo Federal de Hidrocarburos, constituido por los titulares de los Ministerios de Economía, de Planificación, de Trabajo y de Industria, con la participación de las Provincias y la Ciudad Autónoma de Bs. As.

En esta constitución no aparecen el Congreso Nacional ni representantes de la oposición, ni de los Trabajadores lo cual no facilitará un diálogo operativo

Artículo 5°, define las Funciones del Consejo que son: la coordinación de la actuación del Estado Nacional y las Provincias; el cumplimiento de los objetivos de la ley y la fijación y consideración de la Política hidrocarburífera que emane del Ejecutivo Nacional.

Reafirma lo comentado en el artículo 2º en cuanto el Estado Nacional parecería recuperar el papel protagónico en la de determinación de la Política hidrocarburífera y su implementación y no cada jurisdicción provincial por su cuenta, al menos en lo referente a exploración y producción.

Posiblemente se tendría que haber propiciado la elaboración de un Código Energético, una nueva ley de Hidrocarburos en reemplazo del vigente 17319 de 1967 y la derogación de los tres decretos desregulatorios de 1989 (1055; 1212; 1589) que prácticamente transfirieron  el libre usufructo de los hidrocarburos a los concesionarios privados y que fueron los instrumentos legales que facilitaron la pérdida de Reservas. Quizá esto se produzca cuando se reglamente la ley o se elabore la Política de hidrocarburos dentro de la Política Energética contenida en el Código Energético que propicio. Nuevamente la actual Secretaría de Energía aparece totalmente ignorada

Artículo 6º. Es formal en cuanto señala aspectos administrativos del funcionamiento del Consejo

Los Artículos 7º a 12º se refieren a la EXPROPIACIÖN

– Como ya se indicó la expropiación del 51% de las acciones de REPSOL-YPF, al ser declarada de interés público permite aplicar el artículo 17 de la Constitución Nacional y el artículo 2511 del Código Civil, y en ambos casos requiere una justa indemnización. Es decir que el interés público es condición necesaria para expropiar y los considerando del Proyecto de ley lo demuestran ampliamente al considerar al accionista mayoritario de REPSOL-YPF responsable: de las insuficientes inversiones realizadas en prácticamente todos los eslabones de las cadenas productivas, de la falta de trabajos de exploración y de la no ampliación de la capacidad de la destilerías en tiempo. Todo esto condujo a la paulatina caída del nivel de Reservas de Hidrocarburos, al descenso acelerado de la producción de petróleo y gas natural, al desabastecimiento de derivados de petróleo y de gas natural, con el consiguiente incremento de las importaciones de hidrocarburos poniendo en riesgo el Balance Comercial positivo, mientras la Empresa remitía al exterior dividendos que llegaron a representar, en algunos años, casi el total de las ganancias netas obtenidas . De esta situación, lo repito, son responsable también por inacción las actuales autoridades nacionales, en especial el representante del Estado en el directorio de REPSOL-YPF, que salvo en el último año, siempre aceptó las decisiones de la Empresa.

La composición accionaria de REPSOL-YPF

– Hoy REPSOL-YPF tiene la siguiente composición accionaria:

REPSOL……………………………57,4%

Grupo Petersen……………………25,4%

Fondos de Inversión y ahorristas.17,2%

– La propiedad de YPF quedaría así luego de la expropiación:

Estado Nacional……………………26,0%

Estados Provinciales………………25,0%

REPSOL………………………………6,4%

Grupo Petersen……………………..25,4%

Fondos de Inversión y ahorristas ..17,2%

Pero hasta tanto no se defina la forma de distribución de las acciones entre las Provincias el Poder Ejecutivo nacional ejercerá el control de la totalidad de las acciones expropiadas.

Esto debería decidirse lo antes posible para evitar discrecionalidades por parte de este poder.

– Por su parte la Empresa REPSOL tiene una composición accionaria donde los grupos españoles Sacyr (10,1%) y la Caixa (12,8%) no son mayoritarios ya que reúnen el 22,9% de las acciones , quedando en la empresa Petrolera PEMEX el 9,4%, en Inversionistas de USA el 42% y en Fondos de otro Origen el 25 7%. Pero el Estado Español sí cuenta con una acción de oro que le permite tener un papel decisivo en lo referente a la posible enajenación hostil del REPSOL.

– La Distribución de las acciones entre las provincias contempla solamente a las productoras de hidrocarburos en función de su producción y Reservas de Petróleo y Gas Natural.

– Esto plantea un problema si se distribuyen las acciones en función de las Reservas y Producción de Petróleo y Gas natural del Total del país , entran en el reparto las 10 provincias siguientes; Neuquén; Chubut; Mendoza; Santa Cruz; Río Negro; La Pampa; Tierra del Fuego; Salta; Formosa y Jujuy .

– Pero si considera ,(ya que se trata de la Expropiación de YPF) de solamente las Reservas y Producción de Petróleo y Gas Natural de esa empresa, sólo deberían considerarse a Mendoza; Neuquén; Chubut; Santa Cruz y Río Negro pues REPSOL-YPF no aparece, al menos como operador, en Tierra del Fuego; La Pampa, Formosa; Salta, Jujuy (3).

– El otro temas conflictivo es el no acceso a las acciones de las Provincias no productoras hoy de Petróleo y Gas natural, pero que cuentan con Destilerías y Plantas de Almacenamiento y que concentran buena parte de los consumos de Derivados de Petróleo y de Gas Natura, pese a que formarían parte del mencionado Concejo Federal de Hidrocarburos.

– El proyecto privilegia el disponer de Reservas de hidrocarburos pero no tiene en cuenta los otros componentes de la cadena productiva (Destilerías, Plantas de Almacenamiento, por ejemplo) como a mi juicio debería ser (VER ANEXO 1).

Los Directores de la parte de las acciones de la YPF expropiada (Sociedad Anónima) se efectuará en proporción a la tenencia de las mismas y se incorporará un representante de los trabajadores.

Es decir que el Estado nacional, para imponer sus decisiones, deberá contar indefectiblemente con el apoyo de los directores de todas las provincias. Por supuesto pueden producirse alianzas entre el 26% de las acciones del Estado Nacional, que son un bloque, y las 25,4% del Grupo privado Petersen, que se incorporó a REPSOL-YPY con la anuencia del Ejecutivo Nacional, y que seguramente, de subsistir como accionista, se alineará al Ejecutivo Nacional. También puede producirse otra alianza, muy improbable por la debilidad del Grupo Petersen, entre este y la totalidad de las acciones de las Provincias que le daría el 50,4% del poder de decisión de la Empresa En definitiva, como las Provincias Productoras son de relativamente poco poder político, a nivel país, es casi seguro que se aliñarán con el Ejecutivo Nacional, pese a que nadie asegura que en el futuro sean coincidentes los colores políticos de los gobernadores provinciales y los del Ejecutivo Nacional.

Lo de la debilidad del Grupo Petersen surge de haber comprado el 25% de las acciones que detenta en dos tramos, con créditos de bancos y de la propia REPSOL por 3635 millones de dólares, garantizados por las propias acciones.

El dinero se lo “prestó” la propia REPSOL, suponiendo que el Grupo los pagaría con los dividendos que generara la propia YPF-REPSOL. Parece que esta fue una de las razones que motivaron que casi la totalidad de las utilidades de la Empresa, se volcaran a dividendos.

Actualmente existen dudas de que el Grupo Petersen pueda pagar los montos adeudados y en ese caso debería devolver lo no pagado (sería el 18% de las acciones) a REPSOL que entonces pasaría a tener el 24,4% de las acciones. ES decir otro problema que debe tenerse en cuenta

Para transferir las acciones expropiadas (el 51%) se necesita el voto afirmativo de las dos terceras partes del Congreso Nacional

– Parece correcto y con ello se dificultaría lo ocurrido cuando se aprobó la privatización de YPF Sociedad del Estado (YPF S:E) , ya que para que las provincias dieran su apoyo se les entregó parte de las acciones que luego cada una vendió en el momento que consideró adecuado, como también lo hicieron los Jubilados y los ex –empleados de YPF S.E.

– Según lo establecido por la Ley de expropiación 21499 de 1977 el Ejecutivo Nacional será el organismo expropiador.

– Parece lógico, quizá debió incluirse el acompañamiento del Congreso Nacional

– El Precio de los bienes expropiados se determina según las previsiones de la ley 21499 y la Tasación la efectuará el Tribunal de Tasaciones de la Nación

La mencionada ley indica que la indemnización no tendrá en cuenta ganancias hipotéticas, ni el lucro cesante , en consecuencia parecería que se debería cuantificar el valor de los activos de la empresa , deduciéndoles :las amortizaciones que correspondan ,según la vida útil de esos activos; restando los pasivos financieros y los daños ambientales así como los daños generados por el incumplimiento de los contratos de concesiones restituidos a los gobiernos provinciales y las ganancias exorbitantes

Sin pretender realizar el cálculo y aceptando el valor de los activos que menciona REPSOL (18000 millones de dólares) que afectados del 51% llegarán a 9180 millones de dólares, el pasivo estimado al diciembre del 2011en 8879 millones de dólares según los considerando del Proyecto de ley en análisis, es muy poco lo que quedaría como monto indemnizatorio.

Por supuesto REPSOL no acepará lo que decida el Tribunal de Tasaciones, entre otras cosas porque según las mismas disposiciones del Estatuto de la YPF-REPSOL , una adquisición de más del 15% de las acciones implica la obligación del comprador de adquirir la totalidad de las acciones o sea el 49% restante.

Tampoco REPSOL acepta como causales para la expropiación las mencionadas insuficientes inversiones y aduce por el contrario haber invertido 20000 millones dólares corrientes entre el 1999 y el 2011(5), que da una media de 1666 millones por año a todas luces escasa para las que debió realizar en exploración (entre 1999 y 2011 realizó 154 pozos, una media anual de 12, cuando YPF S.E. perforaba entre 1970 y1992 una media anual de 110) (2)  y ampliación de Destilerías (la capacidad de Destilación está congelada desde hace casi 10 años en sus instalaciones, en las cuales efectuó algunas mejoras en las unidades de conversión) por ejemplo.

En cuanto a las ventas al mercado entre el 2003 y el 2011, totalizaron 81927 millones de dólares corrientes o una media anual de 9103 (4).

Sus utilidades llegaron entre 1997 y 2011 a 17456 millones de dólares corriente  o una media anual de 1246 millones de dólares por año (4).

Los dividendos distribuidos en el período 1997 a 2010 llegaron a 14200 millones de dólares corrientes con una media anual de 1014 millones (4). Lo cual da una porcentaje altísimo, el 83,5% respecto de las utilidades, cuando la mayoría de las empresas petroleras internacionales no superan el 30% y destinan una parte importante de las utilidades a inversión. En el caso de REPSOL de haber destinado el 70% de las utilidades a más inversiones hubiera invertido 8960 millones de dólares más entre 1997 y 2010 que hubieran representado cerca de 160 pozos de exploración por año, suponiendo un costo de 4,3 millones de dólares por pozo de exploración.

Lo lamentable es que el Estado Nacional contaba con un director en el Consejo de RESOL-YPF y nunca cuestionó la falta de inversiones, ni el préstamo al Grupo Petersen, ni la altísima distribución de dividendos. Peor aún esta persona es actualmente interventor de YPF en la Provincia de Neuquén

– Los Artículos 13 y 14  se refieren a la continuidad operativa de la Empresa, que debe ser asegurada hasta que se concrete la elección de los nuevos directores, y en el ínterin los interventores designados ejercerán el control funcional de la Empresa sin el pago de indemnización alguna según reconocen los artículos 57 y 59 de la citada ley de expropiación. A esos efectos la Comisión de Valores convocará a una Asamblea de Accionista para la remoción de la totalidad de los directores y de los síndicos de YPF.

Lo muy preocupante, de esta fundada decisión, es que se ha nombrado interventor en YPF a la misma persona responsable de la situación de descontrol y de las acciones erráticas de la fallida “política” energética aplicada por el País desde el año 2003 y que condujeron a la situación que hoy se quiere remediar. Lo mismo cabe decir del nombrado interventor en la regional YPF de la Provincia de Neuquén

– Los Artículos 15 a 17 procuran asegurar la continuidad jurídica y la gestión de YPF, para lo cual se la mantiene como Sociedad Anónima y se la faculta a acudir a fuentes de financiamiento internas y externas, a la concertación de asociaciones estratégicas, uniones transitorias de empresas y todo tipo de acuerdos con otras empresas públicas, privadas o mixtas, nacionales o extranjeras.

No comparto en absoluto el mantenimiento de la Sociedad Anónima como figura jurídica y antes bien debió ser declarada Empresa del Estado.

De esta manera, como Sociedad Anónima, queda obviada la intervención  de la Auditoria General de la Nación, que está, por ley, en manos de la oposición al partido político de turno gobernante, y de la Sindicatura General de la Nación. Ambas están facultadas para informar sobre el comportamiento de las empresas de Estado, sobre sus directivos, sus operaciones y sus balances y esto asegura mucho más el adecuado control para evitar o hacer más difícil los malos manejos y las corrupciones que suelen ser “tentaciones” que en las Sociedades Anónimas controladas por el Estado.

La posibilidad de concertaciones empresarias con terceros, parecieran estar fundada en la  creencia de los autores del proyecto, que se está analizando, en la imposibilidad de alcanzar con recursos propios un adecuado nivel de autofinanciamiento de las inversiones requeridas para retomar el camino del autoabastecimiento hidrocarburífero.

En primer lugar, repito, la expropiación debió estar sustentada, no sólo en las causales del mal funcionamiento de REPSOL-YPF, sino, y quizá con mayor importancia, en un plan concreto y detallado de que hacer en el futuro con la empresa expropiada. Esto último no está explicitado.

Antes bien parecería que se parte de dos presupuestos que irían juntos: la carencia de montos para invertir y la falta de capacidad tecnológica para afrontar nuevos desafíos.

Nadie conoce claramente, porque no ha habido planificación energética, cuál es el monto anual a invertir en materia de hidrocarburos, para explorar, producir, destilar, transportar y comercializar el petróleo y el Gas natural en el país en los próximos, al menos, 10 años.

Entre los años 2005 y 2011, según datos de la Secretaría de Energía, se  presupuestaron 25356 millones de dólares corrientes de inversión o sea un promedio de 3622 por año, (1), de los cuales REPSOL, habría sido responsable de entre 1500 y 2000, por año (5).

Como a todas luces estos montos no han sido suficientes, pues cayeron las Reservas Comprobadas de Petróleo Totales del País(de 416,7 millones de m^3 en 1997 a 401,3 en el año 2010 , cayeron las Reservas Comprobadas de Gas Natural  Totales del País(de 683,8 miles de millones de m^3 en 1997 a 38,7 en el año 2010;  no se perforaron las cantidades de pozos de exploración necesarios (YPF estatal perforaba entre 1970 y 1992 110 pozos por año y entre 1999 y el 2011 la Empresa privadas sólo perforaron 50; ni se ampliaron y modernizaron las destilerías (la capacidad de las destilerías se mantiene prácticamente en los 103.000m^3 / día desde hace 10 año (2); y se perdió el autoabastecimiento , (en 1995 se importaron 809 millones de dólares de combustibles y en el año 2011; 9397millones de dólares corrientes) (4).

Hoy, se estima, que las inversiones anuales no deberían bajar de los 6000 a 7000 millones de dólares por año, sin incluir, en su totalidad, las tareas en la Plataforma continental ni la explotación y confirmación de las Reservas Comprobadas de los hidrocarburos no convencionales.

Por otra parte las utilidades netas de REPSOL  en los últimos 15 años llegaron a los 17456 dólares corrientes o 1250 millones por año.(4)

Las ventas en el mercado interno de derivados de petróleo oscilan en los 21000 millones de dólares anuales (8)

Estos pocos números sugieren que el mercado interno de hidrocarburos estaría en condiciones de afrontar no menos del 70% de las inversiones anuales requeridas o sea entre 4000 y 5000 millones de dólares por año. Pero para esto habría que modificar la componente impositiva que hoy tienen los derivados de petróleo, acercándola a la existente en los años 1970. Incluso reponiendo el 10% de gravamen a la producción o destilación del crudo se podrían obtener 1420 millones de dólares adicionales anuales.-(6)

Para las tareas de exploración se podría pensar en formalizar contratos con empresas privadas , donde el riesgo de la exploración (riesgo minero) lo corre el inversor privado y la empresa estatal se asocia , conservando la mayoría de las acciones, en la etapa de producción sin admitir la libre disponibilidad del crudo para el inversor privado.

Adicionalmente podrían obtenerse fondos: de Bancos, como el Nación y/o del  Banco Nacional de Desarrollo, que debería recrearse; de proveedores de equipos y de los ahorristas en general mediante la emisión de Bonos

Pero esta mecánica de obtención de fuentes de financiamiento, externas a la propia empresa, haría necesaria la existencia de YPF Sociedad del Estado y no de YPF Sociedad Anónima.

En cuanto a la capacidad tecnológica la exploración y explotación de hidrocarburos no convencionales requeriría la capacitación en el exterior de personal de YPF, aprovechando el conocimiento que se tiene de perforación de pozos horizontales y de fracturación hidráulica.

Donde las carencias tecnológicas son más graves es en lo referente al trabajo en la Plataforma Continental en aguas profundad cercanas al Talud. Es que YPF dejó, en los años del proceso, la posibilidad de realizar esta capacitación cuando se enajenaron las Plataformas submarinas que había adquirido en el año 1974.

En cuanto a la conformación de Sociedades Mixtas se pone como ejemplo la figura societaria de PETROBRAS. Esta Empresa forma parte de un Holding denominado PEPSA donde PETROBRAS, junto con el Banco Nacional de Desarrollo Económico y Social (BNDES) de Brasil, posee cerca del 40% de las acciones (ordinarias y especiales), pero con la capacidad de fijar la política de la Empresa por parte del Estado Brasileño (7).

Pero lo más importante es que diferencia de lo que sería la YPF Sociedad Anónima(esta sólo poseería el 21% de la Reservas comprobadas de Petróleo ; el 18% de las de Gas natural; el 34% de la producción de Petróleo y el 23% de la producción de Gas natural) (2), producto de este proyecto de ley, y de ENARSA, (que no es una empresa sino una Unidad de Negocios), mientras PETROBRAS produce más del 90% del petróleo de Brasil, y suele ganar la mayor parte de la licitaciones que convoca la Agencia del Petróleo de Brasil , para explorar y explotar áreas , especialmente en Aguas marinas. Incluso las empresas privadas buscan asociarse con PETROBRAS para tener más chance de ganar las licitaciones.

Así mismo la exploración y explotación de las importantes reservas de petróleo, descubiertas por PETROBRAS, en el lecho marino, llamadas “Pre-Salt”, dieron lugar la creación de una nueva empresa Estatal, donde, el operador sería PETROBRAS y el Estado Brasileño, con el objetivo de internalizar la mayor parte de las ganancias, tendría una mayoría que incluso podría llegar al 100% del paquete accionario.

El otro temor que me surge, y mucho más serio, es que REPSOL sea reemplazada por otra u otras empresas internacionales, que sean las operadoras de las áreas y que YPF.S:A. se convierta en otra cuasi unidad de Negocios, como es hoy ENARSA.

Si se diera esta situación se podría denunciar una especie de reprivatización de YPF, quizá más prolija que la anterior

Es que la “nueva YPF” tendría su fuerte en la destilación de petróleo y venta de derivados, donde tiene casi el 55% del mercado, con el agravante de ser compradora del crudo que refina. Mientras que en las etapas de Exploración y producción de petróleo y Gas natural sólo acapara entre el 18 y 34% del mercado. Es la principal empresa en cuanto a petróleo y la segunda, después de TOTAL, en cuanto a Gas natural.

Pero aún con esos valores podría, sino se volvieran a extender los contratos de concesión de áreas que  vayan finalizando, ir recuperando terreno. Esto recordando que cuando se creó YPF en 1922 su producción era inferior a la de las empresas privadas, pero había una decidida política de llegar a controlar el negocio de los hidrocarburos en Argentina.

Otro problema es la lucha que se dará entre las provincias y Nación y entre las mismas provincias por no perder poder en la Empresa y apropiarse de la mayor parte de sus beneficios. Sin un Código de Energía  sin una reforma de l actual Ley de Hidrocarburos, y sin la anulación de los tres contratos petroleros de la época del Gobierno de Menem, esto será muy difícil  de evitar.

2. Síntesis y Conclusiones

i) Conceptualmente coincido con toda acción que permita recuperar la YPF Estatal pero el proyecto de Expropiación me merece algunos desacuerdos y dudas que fueron fundamentadas  en el análisis realizado en el punto 1 de este documento.

ii) Se pretende asegurar, entre otras cosas, el autoabastecimiento hidrocarburífero del país pero la actual REPSOL-YPF, solo tiene el 21,4% de las reservas Comprobadas de Petróleo(con una duración de 11,3 años sobre la base de producciones decrecientes) y el 18,3% de las de gas natural (con una duración de 7,6 años); sólo produce el 34,3% del petróleo y el 23% del Gas natural ; Procesa el 55% del crudo y vende el 55% de los derivados de Petróleo del mercado interno y como se aprecia en el Anexo1 un número de otros activos importantes. Es decir que pese a ser la primera empresa petrolera del país y la segunda gasífera, está lejos de tener la totalidad de los mercados y esto implica, por parte del Estado un control y regulación del accionar de los restantes actores para conseguir los fines propuestos en el Proyecto de Expropiación.

iii) Me parece adecuada la idea de que la actividad hidrocarburífera cuente con una conducción del Estado Nacional juntamente con el de todas las provincias y no sólo las productoras de petróleo y Gas natural para evitar el manejo independiente que cada distrito provincial ha estado haciendo de recursos naturales que pertenecen a todos los argentinos.

iv) Hubiera sido necesaria al participación, en el creado Consejo Federal de Hidrocarburos, del Congreso Nacional con representantes de la mayoría y las minorías parlamentarias

v) Creo que un paso previo a la decisión de Expropiar debió haber sido la elaboración de una política energética, con la consecuente componente hidrocarburífera, y planificación de mediano y largo lazo, que dejara en claro qué se quiere hacer con la empresa. Y probablemente la creación por el Congreso Nacional, de un Código de Energía.

vi) No acepto la figura de Sociedad Anónima para la YPF expropiada y me inclino por la de Sociedad del Estado que asegura un mayor control por parte organismos facultados para hacerlo, externos a la Empresa.

vii) Probablemente hubiera sido preferible expropiar el 100% de la Empresa, considerada Sociedad del Estado, pues facilitaría, por un lado, la ejecución de la política hidrocarburífera y por otro no haría necesaria la distribución de dividendos entre los accionistas, destinando la totalidad de los mismos a la expansión de la Empresa.

viii) Habría que ser muy cuidadosos con la posibilidad de incorporar a actores privados nacionales o extranjeros mediante figuras societarias como las asociaciones estratégicas, las uniones transitorias de empresas y las empresas mixtas. Estas figuras ha sido  utilizadas en el pasado, por ejemplo con ENARSA, y no han sido provechosas para asegurar el uso de los recursos energéticos para las generaciones actuales y futuras de argentinos. El aporte de capitales y tecnologías, que suele darse como fundamento para estas figuras societarias, debe conseguirse, en primer lugar, direccionando adecuadamente los ingresos que estos hidrocarburos generan en el mercado interno(cambiando la distribución de los impuestos a los combustibles) y acudiendo, por ejemplo a los capitales de riesgo privados , destinados a la exploración , con sociedades donde el Estado cuente con la mayoría accionaria y no se otorgue al socio minoritario privado la libre disponibilidad de los hidrocarburos. Por otra parte, en cuanto a la incorporación de nuevas tecnologías, el personal de YPF tiene la experiencia y la base de conocimientos suficiente (han sido pioneros en la perforación de pozos horizontales y están habituados a la fracturación hidráulica simple) como para incorporarlas prontamente, incluso capacitándose a esos efectos en el exterior, en especial en exploración y explotación en aguas marinas.

ix) La incorporación de nuevos socios a YPF puede constituirse en los hechos en un cambio de actores, donde REPSOL sea sustituida por otra empresa similar y prime el hacerse de recursos monetarios frescos como condición para el ingreso, de igual manera que ha sucedido con la extensión temporal de las concesiones en territorios provinciales, por ejemplo con Pan American en Chubut.

x) Es preocupante que se haya designado como interventores en la YPF expropiada, al menos en la primera etapa, a los mismos que han sido responsables de la difícil situación energética actual.

xi) REPSOL no aceptará la expropiación sin accionar judicialmente y el mismo Estatuto de YPF la faculta hacerlo cuando exige que una compra de mas del 15% de las acciones debe conducir a la compra de la totalidad de las mismas. Esto fue aceptado cuando se privatizó YPF.

xii) No se conoce como manejará el importante endeudamiento que tiene REPSOL-YPF, de 8879 millones de dólares a diciembre del 2011, ni cómo actuará frente a la deuda del Grupo Petersen; (que tiene el 25,4% del paquete accionario) con la propia REPSOL y con Bancos que llega a casi 3380 millones de dólares.

xiii) Tampoco se ha denunciado el Tratado Bilateral de Inversiones suscripto ente el Estado Argentino y REPSOL que habilita a esta empresa a recurrir, en segundas instancias sino se llega a un acuerdo en cuanto al monto de la indemnización, al CIADI del Banco Mundial. Esto último es muy probable ya que es posible que los cálculos den que la indemnización es cero.

xiv) De todas maneras es importante una actitud vigilante, en especial por parte de todos los que hemos apoyado en general la medida y muy especialmente la de los partidos políticos de oposición que han acordado con ella, para evitar la repetición de los errores  que se cometieron en los 90 con la privatización y se busquen los medios para llegar a alcanzar el 100% de propiedad de YPF y convertirla en Sociedad del Estado.

NOTAS Y REFERENCIAS

La mayor parte de la información no monetaria proviene de la Secretaria de Energía de la Nación

(1) La Matriz Energética Y la Política Energética Argentina – Fundación Bariloche; Víctor Bravo; octubre del 2012

(2) Hoja Web de la Secretaría de Energía de la Nación.- Información de Mercado- Mercado de los Hidrocarburos

(3) La distribución de las Reservas y Producción de petróleo y Gas Natural por Provincias

RESERVAS Y PRODUCCION POR PROVINCIAS

TOTAL EMPRESAS

Reservas Comprobadas de Petróleo

Reservas Comprobadas de Gas Natural

Producción de Petróleo

Producción de Gas Natural

Provincia

(%)

(%)

(%)

(%)

 

2010

2010

2010

2010

CHUBUT

43,62

9,14

28,08

7,72

Formosa

0,26

0,07

0,33

0,06

JUJUY

0,04

0,01

0,05

0,01

La Pampa

2,45

1,41

4,42

0,99

Mendoza

12,87

2,25

14,66

5,01

Neuquén

11,93

40,01

21,56

48,12

Río Negro

4,59

1,66

6,44

2,69

Salta

1,27

12,09

1,46

10,4

Santa Cruz

20,92

9,70

20,28

9,51

Tierra del Fuego

1,26

10,08

2,05

7,46

Estado Nacional

0,78

13,57

0,67

8,03

Total País

100,00

100,00

100

100

Fuente: Elaboración Propia en Base a Datos de la Secretaría de Energía.

RESERVAS Y PRODUCCION POR PROVINCIAS

REPSOL YPF como Operador

Reservas Comprobadas de Petróleo

Reservas Comprobadas de Gas Natural

Producción de Petróleo

Producción de Gas Natural

Provincia

(%)

(%)

(%)

(%)

 

2010

2010

2010

2010

CHUBUT

15,16

1,33

16,8

1,6

Mendoza

33,26

10,39

30,2

21,4

Neuquén

14,52

80,57

19,3

69,3

Río Negro

8,12

0,27

2,2

0,3

Santa Cruz

28,94

7,44

31,5

7,4

Total País

100

100

100

100

Fuente Elaboración Propia en Base a Datos de la Secretaría de Energía y del Instituto Argentino del Petróleo(4) Proyecto de ley de Expropiación; La soberanía Hidrocarburífera de Argentina: Poder Ejecutivo Nacional, Abril de 2012.(5) Es falso que YPF no haya invertido lo suficiente en Argentina: Diario La Nación, solicitada de REPSOL del 24 de Abril del 2012.

(6) En el año 2010 con una producción de 35,27, millones de m^3 de petróleo, a 65 U$S el Barril y aplicando un 10% de Gravamen se obtendrán 1420 millones de dólares anuales adicionales.

(7) Estructura accionaria de PEPSA. Petrobras.

(8) Calculados para las ventas de derivados de petróleo en el Mercado interno en el año 2009, multiplicando las ventas de cada derivado por el precio medio de venta del mismo en la Provincia de Buenos Aires y afectando la suma por la tasa de cambio del dólar promedio del año 2009.

Textos:

– Ley de Hidrocarburos 17319 de 1967

– Ley de Expropiaciones 21449 del 1 de enero de 1977

ANEXO 1

OTROS ACTIVOS DE REPSOL-YPF

ACTIVIDAD LOCALIZACION EMPRESA PARTICIPACION
Area Neptune: Producción de crudo Texas 10000 Bls/día 100%
Bloque Georgetown Producción de Crudo Guyana YPF Internacional 100%
Producción de crudo en: Ecuador; Perú; Colombia; Bolivia; Paraguay; Uruguay y Chile YPF Internacional Participaciones varias
Empresa de Servicios petroleros Neuquén Consorcio
Oleoductos del Valle Desde Cuenca Neuquina a Puerto Rosales Operado por Petrobras 37%
Almacenamiento de Crudo Puerto Rosales Empresa Oiltankig 30%
Oleoducto Trasandino, no opera actualmente Rincón de los Sauces – Chile Sociedad A&C Pipeline Holding Company 18%
Gasoducto del Pacífico, casi no opera Cuenca Neuquina-Chile Gasoducto del pacífico Cayman 10%
Gasoducto del Pacífico , casi no opera Cuenca Neuquina-Chile Gasoducto del pacífico SA y Gasoducto del pacífico Argentina 10%
Terminales Marítimas Paragónicas Cleta Olivia TERMAP 33,15%
Central Térmica Dock Sur Gran Buenos Aires 20%
Planta de Fertilizantes Bahia Blanca Profértil 50%
Destilería en NOA Salta REFINOR 50%
Planta Separadora de gases y Poliducto a Bahía Blanca Loma de la Lata MEGA 38%
Distribuidora de Gas Zona Metropolitan METROGAS 31,73%
 170 Estaciones de Servicio de operación directa Varias locaciones OPESSA 100%
1530 Estaciones de Servicio Todo el País Red de estaciones por concesión YPF es la proovedora
Red de Estaciones distribuidoras Agrícolas Todo el País Comercializa Gas Oil, Fertilizantes y Lubricantes YPF es la proovedora
Fuente: Suplemento Energía Diario Rió Negro 28 de Abril 2012

 ANEXO 2

1. Una pocas Cifras

Para mostrar, junto a lo incluido en el Anexo 1, qué es lo que se ha expropiado

i) Reservas Comprobadas, Probables y Posibles, al 31/12/2010

– Reservas Comprobadas de Petróleo del Total país: 401,03 millones de m^3

– Reservas Comprobadas de Petróleo de REPSOL-YPF: 23%

– Reservas Probables  de Petróleo del Total país: 138,11millones de m^3

– Reservas Probables de Petróleo de REPSOL-YPF: 21,4%

– Reservas Posibles  de Petróleo del Total país: 114,2 millones de m^3

– Reservas Posibles de Petróleo de REPSOL-YPF: 23%

– Reservas Comprobadas de Gas Natural del Total país: 358,7 miles de millones de m^3

– Reservas Comprobadas de Gas Natural de REPSOL-YPF: 18,3%

– Reservas Probables  de Gas Natural del Total país: 132,8 miles de millones de m^3

– Reservas Probables de Gas Natural de REPSOL-YPF: 6,7%

– Reservas Posibles  de Gas Natural del Total país: 190,2 miles de millones de m^3

– Reservas Posibles de Gas Natural de REPSOL-YPF: 5,9%

Es necesario aclarar que los recursos de Shale oil; Shale gas y Tigth gas no estaban incluidos en ninguna de las categorías anteriores, pues el anuncio de su “existencia” se realizó recién en el año 2011. LO de “existencia” vale pues YPF estatal conocía de la existencia de estos recursos desde la década de los 1980 y como en ese entonces las Reservas comprobadas, especialmente de Gas Natural , eran cuantiosas , y la tecnología y costos para extraer las no convencionales de la roca madre eran complejas y muy altos respectivamente , quedaron en la categoría de recursos o casi de volumen in situ(cantidad de petróleo o Gas Natural originados en la roca criadora de hidrocarburos , de la cual se extrae por métodos convencionales no más del 30%).

De todas maneras no se pueden considerar todavía en la categoría de Reservas Comprobadas pues no se ha realizado, a abril del año 2012, la correspondiente verificación.

La cifras que se mencionan para los recursos de shle gas son de 20600 miles de millones de m^3 de Gas Natural de los cuales se dice que entre el 12 y 30% podrían convertirse en Reservas Comprobadas y las de shale oil de 150 millones de m^3 de los cuales el 20% podrían ser reservas.

En ambos casos las cifras, comparadas con las Reservas Comprobadas de Petróleo y Gas Natural al 31/12/2010 son cuantiosas., pero por ahora son especulaciones.

ii) Pozos de Exploración

En el período 1999-2011 REPSOL perforó 154 pozos de exploración, que representaron el 24% del total de pozos exploración perforados y equivale a una media anual de 12 pozos. Este valor está muy por debajo del casi un 40-45% de su participación en la producción total de petróleo del país.

La YPF estatal, antes de su privatización (período 1970-1992) perforaba más de 110 pozos de exploración por año.-

iii) Producción de Petróleo  al 31 /12 /2011

– Total País….33,23 millones de m^3

– YPF………..34,30%

iv) Producción de Gas Natural al 31 /12 /2011

– Total del País……45,52 miles de millones de m^3

– YPF……23%

v) Procesamiento de Petróleo al 31 / 12/ 2011

– Total País……29,93 millones de m^3

– YPF…….16,51 millones de m^3 , equivalentes a 55% del total

Es decir que para alimentar sus destilerías YPF debe comprar crudo a otros productores nacionales, pues en el 2011 procesó 16, 51 millones de m^3 y produjo 11,4 millones de m^3, o sea sólo el 72% de sus necesidades.

vi) Uso de la capacidad Instalada se sus refinería 90-96%

Las otras empresas oscilaban en el 80%

vii) Ventas al mercado interno de subproductos totales 55%

viii) Ventas al mercado interno de motonaftas 55%

ix) Ventas al mercado interno de gas oil 58%

x)   Ventas al mercado interno de fuel oil 38%

Conclusiones

–  YPF posee apenas una quinta parte de las reservas de petróleo y no llega al 10% de las de Gas Natural

– YPF produce un tercio del petróleo y poco más de un quinto del Gas Natural

– YPF ha explorado muy poco

– Es decir desde el punto de vista del Upstream si bien es la empresa más importante la ha perdido año tras año

– Desde el punto de vista del Downstream procesa y vende algo más de la mitad del crudo y derivados respectivamente, posee casi el 60% de la capacidad de refinación y utiliza casi el 95% de la misma a diferencia de las restantes refinadoras que ocupan cerca del 80%

– Su actividad principal , en cuanto a la comercialización, ha sido el mercado interno

– Desde el punto de vista del comportamiento en el periodo 2003 – 2011 sus ventas alcanzaron a los 82000 millones de dólares corrientes, mientras que entre los años 1997 y 2010 sus Utilidades Netas llegaron a los 16600 millones de dólares corrientes y la Distribución de Dividendos a los 14200.

Es decir habría distribuido como dividendos casi el 85% de las utilidades cuando lo usual en las grandes empresas petroleras internacionales es cercano al 30%.

Es decir que privilegio la ganancia de los accionistas antes que la inversión

Por otra parte a nivel de boca de pozo el costo de producción de un barril de petróleo convencional, incluyendo el pago de regalías, oscila entre los 13 y 15 U$S y el costo del millón de BTU de Gas Natural Producido convencional no supera un dólar.

Por otra parte el nivel de endeudamiento llegó a los 8879 millones de dólares equivalentes al 70% de sus ingresos por ventas en el año 2011.