YPF: nuevos socios, viejos riesgos

Aunque son una señal a favor de la necesidad de recuperar reservas y aumentar en el mediano plazo la alicaída producción de hidrocarburos, los acuerdos firmados por YPF para incorporar a Chevron y Bridas como socios en el desarrollo de shale oil y shale gas en la prometedora formación de Vaca Muerta deberán atravesar durante el nuevo año varias instancias antes de que puedan ponerse en marcha.

Estos acuerdos son algo más que cartas de intención; pero aún faltan meses para traducirse en contratos en firme. Precisamente, lo más llamativo es la escasez de precisiones en algunas cuestiones clave. Esto da la pauta de que se trata de anuncios a cuenta de condiciones que deben estipularse. Si hubiera que definirlos en lenguaje inmobiliario, podría decirse que ambas compañías firmaron una reserva para anticiparse a otros posibles competidores y obtener ventajas; pero las inversiones comenzarán a llegar después de la escrituración.

El titular de YPF, Miguel Gallucio, ya había anticipado estas negociaciones a fin de agosto, cuando lanzó el ambicioso plan de inversiones por 37.500 millones de dólares para el período 2013/2017. Sin embargo, sólo pudieron avanzar en las últimas semanas de 2012 cuando la presidenta Cristina Kirchner aceptó hacer concesiones ajenas a la agenda del viceministro Axel Kicillof, el máximo regulador del sector. Las más relevantes fueron la elevación del precio del gas natural en boca de pozo a 7,5 dólares por millón de BTU para las compañías que inviertan y extraigan mayores volúmenes (que favorece claramente a YPF) y un nuevo esquema de retenciones para las ventas externas de petróleo, que les asegura una base de 70 dólares por barril (y beneficia mayormente a Bridas). La frutilla del postre fue la suba (de 6%) en los precios de las naftas y gasoil de YPF, que necesita más “caja” para realizar sus inversiones ante la estrechez del mercado local de capitales.

Con estas ventajas, por su condición de exportadora de crudo y reciente transformación en una petrolera integrada (tras la adquisición, junto con su socio chino Cnooc, de la refinería de Campana y la red de 550 estaciones de servicio de Esso), Bridas prevé la firma del contrato con YPF dentro de 60 días. La compañía de los hermanos Alejandro y Carlos Bulgheroni se compromete a invertir 1500 millones de dólares en los próximos dos años; adquirir parte de las áreas de Bajada de Añelo (35%) y Bandurria (24,5%) y buscar financiamiento a largo plazo por 500 millones de dólares para la futura sociedad. YPF, a su vez, aportará el título de concesión del área de 663 km², con un acuerdo del tipo “farm in”, en el que ambas compartirán costos de exploración y explotación. Con la inversión prevista se realizará un piloto de 130 pozos bajo el modo “factoría” en los próximos 24 meses.

Aunque no figura en el acuerdo, obtuvo un beneficio extra: la simplificación del régimen de retenciones le asegura a Pan American Energy (en la que Bridas es socia junto a Cnooc y la británica BP) un precio más estable para las exportaciones de crudo provenientes de su yacimiento estrella: Cerro Dragón, en Chubut. Hasta hace un año, PAE percibía 42 dólares por barril más un adicional de 28 dólares por devolución de retenciones móviles a través del plan Petróleo Plus, eliminado de un plumazo por el ministro Julio de Vido. Ahora, el precio redondo de 70 dólares (con retención sólo cuando exceda de 80) y el acuerdo con YPF, la ponen a cubierto de nuevos cambios de reglas, incluso a nivel chubutense.

El caso de Chevron presenta en cambio aristas más complicadas. En lo formal, el acuerdo es similar al de Bridas ya que prevé la perforación de un piloto de 100 pozos en un área de 290 km² de los yacimientos Loma la Lata Norte y Loma Campana, con una inversión inicial de 1000 millones de dólares. Si la sociedad tiene éxito, el desarrollo completo del área demandaría inversiones por 15.000 millones en varios años.

Aunque esta última cifra encandiló a muchos funcionarios, lo cierto es que para aumentar sus inversiones en la Argentina, Chevron deberá resolver previamente un complejo problema judicial. La clave es que una cámara de apelaciones no ratifique el fallo de un juez de primera instancia que embargó las acciones, dividendos y hasta 40% de los depósitos bancarios que reciba la filial local por pedido de la justicia de Ecuador, a raíz de un antiguo pleito por daños ambientales contra su antecesora Texaco. Aquí, el acuerdo con YPF podría servirle de ayuda política indirecta. Quizás por ello se prevé un plazo de 120 días para la firma del contrato, ciertamente exiguo para los tiempos de la justicia argentina.

No es la única complicación judicial que puede amenazar a éste y los demás acuerdos. También está la demanda de Repsol ante el Ciadi (el tribunal de arbitraje del Banco Mundial) por la virtual confiscación de sus acciones en YPF. En este caso, la compañía española pide un resarcimiento de 8000 millones de dólares y amenaza con iniciar acciones legales contra cualquier petrolera que pretenda hacer negocios con YPF, especialmente en Vaca Muerta.

Al margen de este riesgo, en el ambiente petrolero también comenzaron a evaluarse otros de distinta naturaleza. Uno es que el nuevo precio del gas natural (de 7,5 dólares por MTBU) por ahora sólo tendría como comprador a Cammesa, la operadora mayorista del mercado eléctrico que depende de aportes y préstamos del Tesoro Nacional, por lo cual registra fuertes atrasos en sus pagos. Otro, que si el futuro desarrollo de los yacimientos no convencionales tiene éxito, el plazo de las actuales concesiones resulta demasiado corto para el retorno de las enormes inversiones requeridas y debería extenderse entre 20 y 30 años más. Pero aquí la jurisdicción ya no corresponderá al gobierno nacional sino a los gobiernos provinciales (por caso, Neuquén), que incluso podrían establecer nuevos modelos de contrato para el shale oil. De hecho, la legislatura de Río Negro acaba de aprobar la ley que fija nuevas condiciones para extender 10 años las actuales concesiones petroleras, sin incluir el eventual desarrollo de yacimientos no convencionales.

Probablemente en esta cuestión se irá haciendo camino al andar, según los resultados. Pero también quedan pendientes otras cuestiones de fondo que sí competen a la Casa Rosada, como la disponibilidad del crudo, la estabilidad tributaria, el giro de utilidades, la importación de equipos de alta tecnología o los crecientes costos en dólares. En este sentido, el ex secretario de Energía, Emilio Apud, propone que una salida elegante para el gobierno podría ser establecer un Área Administrativa Especial para el manejo de los contratos para desarrollar Vaca Muerta, Los Molles y otras áreas con yacimientos no convencionales (como el golfo San Jorge y la cuenca Chaco-Paranaense), a fin de movilizar inversiones en lugar de condicionarlas.

Diario Rio Negro