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INVESTIGACIÓN

Plan Energético Nacional

| Artículos de opinión

Fortaleciendo la soberanía hidrocarburífera

Autor | Federico Bernal


Conflictos de Interes
El autor no manifiesta conflictos de interés


Palabras Claves
YPF-Chevron, Chevron, YPF, renacionalización, recuperación, soberanía hidrocarburífera, inversiones, Vaca Muerta, Neuquén, Decreto 927, Decreto 929



23-07-2013 | Los decretos 927 y 929, más el acuerdo alcanzado por YPF y Chevron en Vaca Muerta, profundizan la soberanía hidrocarburífera atrayendo inversiones, bienes de capital y transferencia tecnológica requeridos por el modelo puesto en marcha en 2003 y su consolidación presente y futura. El pasado 8 de julio el Poder Ejecutivo Nacional presentó dos importantes medidas en el marco de la Ley 26.741 y del Decreto 1277/2012 de Soberanía Hidrocarburífera, normativas cuyos objetivos fundamentales son: alcanzar el autoabastecimiento y revertir el nefasto legado de Repsol al frente de YPF. Las medidas a las que nos referimos son los decretos 929/2013 y 927/2013, específicamente diseñados para atraer inversiones e incorporar tecnologías y equipamientos al sector.


Inversiones
El Decreto 929/2013 crea un régimen de promoción de inversiones para la explotación de hidrocarburos, con el propósito estratégico de lograr el autoabastecimiento. Las empresas que deseen ser beneficiarias del mismo deberán presentar ante la Comisión de Planificación y Coordinación Estratégica del Plan Nacional de Inversiones Hidrocarburíferas los proyectos de inversión pertinentes por un monto mínimo de US$ 1.000 millones, los cuales deberán ser realizados durante los primeros cinco años. Si se cumple el compromiso contractual, los beneficiarios tendrán derecho a partir del quinto año de exportar hasta un 20% de su producción y disponer del 100% de las divisas generadas por tal operación comercial. Cabe señalar que para el caso en que la Autoridad de Aplicación decida que esos volúmenes exportables deban ser destinados a satisfacer necesidades del mercado interno, las empresas no se verán afectadas porque dicha Autoridad "establecerá por vía de reglamentación a tales fines un mecanismo de compensación pagadero en pesos", ya que dichos volúmenes serán comercializados al precio del mercado interno vigente al momento de tal decisión.

Equipos y tecnología
El Decreto 927/2013 establece derechos de importación extrazona en determinados bienes de capital declarados como imprescindibles para la ejecución de los planes de inversión de las compañías petroleras inscriptas en el Registro Nacional de Inversiones Hidrocarburíferas a cargo de la Comisión de Planificación y Coordinación Estratégica del Plan Nacional de Inversiones Hidrocarburíferas. Es decir, determinados bienes de capital en lugar de importarse con arancel de 35%, en algunos casos pasarán a tributar 14% y en otros 0%. Por ejemplo, los equipos de sondeo (NCM 8430.49.20) tributarán 0%, mientras que los filtros de aire y ciclón depurador de aire con motor eléctrico (NCM 8421.39.90), así como también las estructuras de hierro o acero (NCM 9406.00.92) tributarán 14%. Cabe destacar que "la referida Comisión remitirá al Ministerio de Industria las actuaciones administrativas en consulta a los efectos de que determine la existencia o no de producción nacional del bien a incorporar por la empresa y/o la afectación al potencial desarrollo sustentable de producción nacional".

Acuerdo YPF-Chevron en Vaca Muerta
De los 30.000 km2 de la formación geológica no convencional de hidrocarburos denominada Vaca Muerta, ubicada en la cuenca Neuquina, YPF posee derechos sobre 12.000 km2. El acuerdo firmado entre YPF y Chevron días atrás corresponde en una primera etapa a un programa piloto para exploración y desarrollo de los recursos hidrocarburíferos de Vaca Muerta, en un área delimitada de 20 km2 sobre un total afectado de 395 km2, comprendiendo las áreas de YPF Loma La Lata Norte y Loma Campana. La titularidad para la exploración, desarrollo y producción de estas áreas corresponderá a YPF, así como también la dirección de todo el proyecto, incluyendo la administración de las inversiones de capital efectuadas por si misma y por Chevron. Es decir, Chevron actuará únicamente como socio inversor, compartiendo con YPF las ganancias en partes iguales. Esta primera etapa, que debería concluir a mediados del año que viene, corresponde a una inversión inicial por un total de US$ 1.500 millones (US$ 260 millones YPF + US$ 1.240 millones Chevron) para la perforación de 115 pozos.

A partir del año 2014 comenzará una segunda etapa que se extenderá por casi 35 años, con el propósito de continuar efectuándose inversiones de capital de riesgo en exploración, así como también inversiones de capital en desarrollo y explotación comercial, para lo cual se estiman inversiones por decenas de miles de millones de dólares. El objetivo primario de YPF es lograr para el año 2017 y en las mencionadas áreas, una producción diaria de petróleo de 7.950 metros cúbicos (equivale al 24,6% de la extracción petrolera de YPF a fines de junio de 2013 a nivel país) y una producción diaria de gas natural de 3 millones de metros cúbicos (equivale al 10,5% de la extracción gasífera total de YPF a fines de junio de 2013).

Dichas metas se calculan en función de la perforación de más de 1.500 pozos. Vale destacar que YPF y Chevron podrán beneficiarse del régimen de promoción de inversiones establecido por el Decreto 929/2013 a partir del quinto año de inversiones. Asimismo, YPF se verá beneficiada por el Decreto 927/2013 para la importación de tecnologías y equipamientos requeridos en la exploración, desarrollo y producción de esta formación geológica no convencional de hidrocarburos. La experiencia suministrada por Chevron será el otro pilar para que YPF adquiera vuelo propio en la exploración y explotación de tales recursos.

Potencial de shale oil y shale gas en el país
Un informe de mayo del corriente elaborado por la Administración de Información Energética del Departamento de Energía de EE.UU., señala que el potencial de recursos técnicamente recuperables de shale oil y de shale gas en la formación geológica no convencional Vaca Muerta podrían ser de 2.544 millones de metros cúbicos de petróleo (más de 6 veces el remanente actual de las reservas comprobadas de crudo de todo el país y un horizonte de vida de más de 78 años al ritmo de consumo actual) y 8,7 billones de metros cúbicos de gas natural (más de 26 veces el remanente actual de las reservas comprobadas de gas natural de todo el país y un horizonte de vida de más de 174 años al ritmo de consumo actual).

El mencionado informe sitúa al potencial de recursos no convencionales de hidrocarburos técnicamente recuperables de la Argentina como segundos a nivel mundial para el shale gas y en cuarto lugar para el shale oil. En ese sentido, se estima un potencial recuperable en shale gas de 22,7 billones de metros cúbicos (más de 68 veces el total de reservas comprobadas del país y un horizonte de vida de 454 años al ritmo de consumo actual) y 4.293 millones de metros cúbicos en shale oil (casi 11 veces el total de reservas comprobadas del país y un horizonte de vida de 132 años al ritmo de consumo actual). Los proyectos de inversión para poner en valor las formaciones geológicas no convencionales de hidrocarburos, como el recientemente firmado por YPF y Chevron en una fracción de Vaca Muerta podrán, con el correr del tiempo, certificar el verdadero potencial y determinar volúmenes más precisos técnicamente recuperables.

YPF a un año de su renacionalización
A fines de 2012, la gestión pública de YPF logró frenar la declinación de la producción (recordar la fuerte caída en petróleo desde 1999 y de gas natural desde 2005). En junio de 2013, se observó un aumento de 2,1% en la extracción petrolera y de 0,4% en la extracción gasífera. Esto fue resultado del incremento significativo registrado en las inversiones efectuadas en los yacimientos maduros que opera la compañía.

En efecto, los estados contables de YPF muestran un aumento de las inversiones del 25,6% correspondientes al cierre del ejercicio 2012 en relación al del año anterior, y del 100,8% en el ejercicio correspondiente al primer trimestre de 2013 respecto al ejercicio de igual período del año anterior. Con respecto a Vaca Muerta, la gestión pública de YPF logró iniciar la explotación comercial alcanzando en el presente 15 equipos de perforación y más de 90 pozos que en conjunto aportan una producción de petróleo de casi 1.600 metros cúbicos diarios (equivale al 5% de la extracción petrolera de YPF en todo el país). La gestión de Repsol en YPF apenas consiguió aportar a la zona un máximo de 5 equipos perforadores. Este insignificante número tiene lógica, desde que las utilidades de la compañía iban a parar a los bolsillos de los accionistas y a la pacífica e imbatiblemente más segura (jurídicamente hablando) Libia.

Conclusiones
La eficiencia demostrada por la gestión pública de YPF logró revertir la pésima gestión de Repsol en todas las unidades de negocio de la compañía. No sólo eso, sino que Vaca Muerta, ahora sí viva, comienza a ser una realidad. ¿Por qué desde el anuncio hecho por Repsol en 2010 y hasta comienzos de 2012 la empresa sólo invirtió US$ 300 millones en Vaca Muerta? ¿Esperaba cerrar un acuerdo con otra empresa para la puesta en valor de esos estratégicos recursos? ¿Se regía por el interés de la monarquía borbónica, los intereses de los accionistas de Repsol o por el interés argentino en función de un modelo industrialista y socialmente equitativo?

La respuesta: el objetivo de Repsol era vender YPF -ya depredada al máximo-. La búsqueda de futuros socios inversores en Vaca Muerta le hubiera permitido aumentar el patrimonio neto de la compañía para lograr la mencionada enajenación, convirtiendo a nuestros no convencionales en un gran carnaval extranjero, antinacional y antipopular.