2.1 LSH y recuperación del control de YPF³

La LSH se inscribe dentro de un conjunto de políticas implementadas por el Estado durante la postconvertibilidad con el fin de promover inversiones que potenciaran el desarrollo del sector. Hasta 2011, esas intervenciones, en gran medida fallidas, habían comprendido una amplia diversidad de instrumentos: la creación de Energía Argentina S.A. (ENARSA) y el respaldo a una “argentinización” de YPF mediante el ingreso de un grupo económico local a su composición accionaria; la implementación de planes de estímulo y de apertura de nuevas áreas a la valorización; la consolidación del dominio provincial de los recursos del subsuelo, aspecto del régimen jurídico legado por las reformas neoliberales; entre otros.

En tal marco, puede afirmarse que la LSH receptó el influjo de tres factores. En primer lugar, la constitución del sector petrolero argentino como un escenario más de la competencia internacional, legado estructural de las reformas neoliberales (^{Pérez-Roig, 2020a}; ^2020b). Aunque los capitales que operaban en el país obtenían importantes beneficios (^{Barrera, 2013}), aquello suponía una creciente subordinación de las inversiones a sus estrategias globales. De modo que el desarrollo de la industria no dependía de la rentabilidad absoluta obtenida en el espacio nacional de valor, sino de su competitividad frente a otras oportunidades de negocio existentes a nivel mundial.

En segundo lugar, ese desarrollo se encontraba condicionado, desde el punto de vista geológico, por la necesidad de asimilar objetivos más complejos que los tradicionales (^{Cruz, 2005}). La incorporación de nuevos paradigmas y tecnologías de explotación demandaba un notable incremento de la inversión. Pero tal potenciamiento resultaba desincentivado por la implementación de distintas políticas de separación del espacio nacional respecto de la dinámica de precios en el mercado mundial (^{Pérez-Roig, 2021}). Si, por un lado, las retenciones a las exportaciones y los controles internos de precios eran relevantes para el sostenimiento del esquema macroeconómico de la postconvertibilidad, por el otro, implicaban límites a la movilidad y las posibilidades de realización de ganancias de los capitales.

En tercer lugar, la reticencia inversora se tradujo en sostenidas caídas de la producción y las reservas comprobadas. En un contexto de crecimiento económico sostenido y de reverdecimiento de ramas mercado-internistas del aparato industrial, la creciente brecha entre oferta y demanda interna de hidrocarburos solo pudo resolverse mediante la importación de combustibles (^{Barrera y Serrani, 2018}). Hacia 2011, el déficit de la balanza comercial energética se sobreimprimió a una pérdida general de vitalidad del desempeño macroeconómico, cuyo fundamento fue el carácter predominantemente capital-extensivo de la acumulación (^{Piva, 2018}). La imposibilidad de trascender las debilidades del modo de acumulación en lo que respecta a la producción de bienes de capital y tecnología (^{Gaggero et al., 2014}), subordinó a la postconvertibilidad a un frágil compromiso de condiciones internas y externas, cuyo fundamento último era la existencia de términos de intercambio favorables para los productos de exportación. El progresivo deterioro de ambos frentes se expresó más visiblemente en la reaparición del estrangulamiento externo de la economía y la pérdida del superávit fiscal. En un marco de dificultades para obtener financiamiento a tasas “razonables”, esos resultados negativos ejercían creciente presión sobre las reservas del Banco Central y la administración del tipo de cambio, abriendo la posibilidad de una crisis de balanza de pagos.

La LSH puede ser entendida como intervención del Estado orientada a asegurar condiciones generales para la producción. La declinante performance del sector no sólo afectaba la provisión de energía necesaria para la reproducción material de la postconvertibilidad. También desintegraba la “autonomía estatal” para el arbitraje del conflicto posibilitada por los superávits fiscal y de cuenta corriente, al forzar un mayor empleo de recursos para adquirir y subsidiar el consumo de combustibles.

Sin embargo, la forma que adoptó la persecución de ese objetivo fue el terreno de constitución de una paradoja. La búsqueda del autoabastecimiento expresaba la centralidad de los hidrocarburos como objetos de uso “estratégicos” que debían subsidiar material y económicamente la reproducción de la acumulación en el espacio nacional⁴. Pero ese propósito no subordinó políticamente el desarrollo del sector como ocurría con anterioridad a las reformas neoliberales. Asimismo, el articulado de la ley establecía como fin la obtención de saldos exportables, criterio mercantil de apropiación de los recursos que respondía a la fragilidad externa de la economía. En condiciones de avanzada maduración de los yacimientos tradicionales, la explotación masiva de HNC quedó en el centro de la política hidrocarburífera porque era la única posibilidad de sutura de ambos propósitos.

Este hecho reforzó el entrelazamiento de la lógica política de la intervención estatal con la lógica económica del valor. La movilización masiva de esos recursos demanda -según la letra de la ley- una “maximización de las inversiones”, así como la “incorporación de nuevas tecnologías y modalidades de gestión” (^{Congreso de la Nación Argentina, 2012}, Art. 3). La falta de medios materiales y los déficits de capacidades técnicas y organizacionales del Estado empujan, entonces, a la formación de “alianzas estratégicas” con capitales que no pueden ser atraídos sino mediante la asimilación de las presiones que ejerce la competencia internacional. En lo inmediato, ello se expresó en los límites de la estatización de YPF, dados por el sostenimiento de su condición de sociedad anónima tras la expropiación del 51% del paquete accionario -lo cual implicaba que, entre sus objetivos, se mantuviera la necesidad de generar valor-. Y, en adelante, supondría una paradoja, pues la apropiación material y simbólica de los hidrocarburos en clave “estratégica” solo podría desarrollarse a través de su producción en cuanto que commodities.

3.1 La nueva orientación de YPF y el acuerdo con Chevron

La primera señal enviada a los inversores internacionales partió de la conformación de la nueva conducción de YPF. En virtud del artículo 14º de la LSH, en mayo, el ingeniero Miguel Galuccio fue designado gerente general de la compañía. De perfil técnico, Galuccio representaba un contrapeso a la conducción política global del área energética, a cargo de la Secretaría de Política Económica y Planificación del Desarrollo encabezada por Axel Kicillof. Solo cinco de los diecisiete miembros del nuevo directorio se apartaban de ese perfil: Eduardo Basualdo y Héctor Valle -directores independientes propuestos por el Estado-, Rodrigo Cuesta, Guillermo Pereyra -Secretario General del Sindicato de Petróleo y Gas Privado de Río Negro, Neuquén y La Pampa, designado por el PEN en representación de los trabajadores- y el propio Kicillof.

En agosto, Galuccio dio a conocer la “Estrategia de gestión 2013-2017”. El plan partía de tres premisas: la existencia de un sólido portafolio con alto potencial; un drástico giro a partir del cual alrededor del 80% del cash flow operativo pasaría a ser reinvertido en la producción; y la evolución hacia un escenario en el que los precios locales tenderían a acortar la brecha con los de importación. Durante ese quinquenio, el desembolso bruto alcanzaría US$ 37.200 millones, de los cuales un 73% se destinaría a explotación y un 4% a exploración. A mediano plazo, la estrategia proponía la explotación en modo factoría de HNC. Esta sería la base para un posterior desarrollo masivo de Vaca Muerta que posicionara a Argentina como exportador neto de energía.

Para explotar ese potencial, YPF debía articular sus fortalezas -personal calificado, información sobre los reservorios, relaciones gubernamentales- con el aporte de socios que contaran con mayor experticia en formaciones no convencionales y que proveyeran tanto servicios y tecnologías específicas, como el financiamiento necesario para apalancar el plan de inversiones. En este sentido, era un objetivo relevante la captación de un “socio shale” que participara del primer cluster, mediante el ofrecimiento de una tasa interna de retorno atractiva.

La normalización de las relaciones de YPF con el resto de los actores del mercado fue una preocupación de primer orden. Durante las semanas previas a la asunción de Galuccio, el Gobierno formalizó reuniones con ExxonMobil, Chevron, Apache, ConocoPhillips, Total Austral y SINOPEC (^{YPF, 2012a}; ^2012b). En estos encuentros, los potenciales socios coincidían en el planteo de cuatro condiciones: progresivo alineamiento de los precios locales con los internacionales; garantía del acuerdo en activos argentinos, como la producción que se obtuviera en Vaca Muerta; plena libertad de exportación de los hidrocarburos extraídos; y eliminación de restricciones para la remisión de utilidades (^{Olivera, 2012}).

Entre diciembre de 2012 y julio de 2013, se alcanzó un “Acuerdo de Proyecto de Inversión” con Chevron (^{YPF, 2013}). La petrolera se comprometió a desembolsar US$1.240 millones -sobre un total de US$ 1.500 millones- en dos etapas, para una primera fase piloto de trabajo sobre 20 km² de los 395 km² que estarían afectados entre las áreas Loma La Lata Norte y Loma Campana. Una vez finalizado el proyecto, ambas empresas preveían continuar con el desarrollo del área compartiendo las inversiones en partes iguales. En la proyección a 35 años, se estimaba que la inversión alcanzaría US$ 16.000 millones; que se realizarían 1.500 pozos; y que se lograría un plateau de producción de 50.000 bbl y 3 MMm³/d de gas (^{YPF, 2013}).

Poco tiempo después, se alcanzó un acuerdo de inversión con Dow Argentina, aunque de mucha menor envergadura. En este caso, se buscaría el desarrollo de un proyecto piloto para la explotación de shale gas en el bloque El Orejano. El contrato comprometía una inversión de US$ 188 millones, de los cuales US$ 120 millones serían aportados por Dow. YPF continuaría como operadora de la concesión y, en esta etapa, se realizarían 16 pozos. En la fase de desarrollo masivo, se estimaba que el área podría aportar una producción de 3 MMm³/d de gas.

3.2 El Decreto Nº 929/13 y la oposición al acuerdo

Mientras negociaba los términos del contrato con YPF, Chevron enfrentaba graves denuncias y condenas por contaminación en la zona de Lago Agrio, ubicada en la Amazonía ecuatoriana. Según la “Asamblea de Afectados por Texaco” -empresa con la que se había fusionado en 2001-, la contaminación se habría cobrado cientos de vidas humanas, incluyendo la extinción de dos pueblos indígenas y el éxodo obligado de otros cuatro, al tiempo que habría generado cuantiosos perjuicios económicos a comunidades campesinas (^{Unión de Afectados y Afectadas por las Operaciones Petroleras de Texaco, 2018}). En noviembre de 2012, a instancias de un fallo de la justicia de ese país, el Juzgado Nacional Civil de primera instancia N° 61 aplicó un embargo sobre las acciones, los dividendos y el 40% de los depósitos bancarios e ingresos que Chevron obtuviera a futuro por sus operaciones en Argentina. El caso pasó a ser un tema de preocupación -y necesaria intervención- para el Gobierno nacional.

En mayo, la procuradora general de la Nación, Alejandra Gils Carbó, solicitó a la Corte Suprema de Justicia (CSJN) que declarara formalmente admisible un recurso extraordinario de queja presentado por Chevron y suspendiera el embargo. Uno de los argumentos del escrito era de indudable índole política. La medida sobre “sujetos que desarrollan una actividad de notorio interés público […] puede producir perjuicios irreparables a los intereses de la comunidad vinculados con la política energética y el desarrollo económico de nuestro país” (^{Ministerio Público Fiscal, 2013}, p. 10). Finalmente, el 4 de junio, la CSJN hizo lugar a la queja, robusteciendo la fundamentación jurídica de la Procuradora.

La decisión removió una inesperada traba a los planes de estímulo del oficialismo. Por un lado, el acuerdo era una necesaria señal de “confianza por parte de una gran empresa internacional” -como sostuvo Galuccio cuando, junto al CEO de Chevron, fue recibido en la Casa de Gobierno por Cristina Fernández de Kirchner (^{Casa Rosada, 2013}, párr. 10)-. Por el otro, también aparecía como plataforma desde la cual promover la llegada de nuevas inversiones. En efecto, los borradores del contrato prefiguraron los instrumentos normativos que le darían marco.

El 15 de julio, día anterior a que YPF informara el acuerdo, el Gobierno nacional publicó el Decreto Nº 929/13 (^{Poder Ejecutivo Nacional, 2013a}), de creación del “Régimen de Promoción de Inversión para la Explotación de Hidrocarburos”. Como requisito, el régimen exigía la presentación de un proyecto de inversión que implicara la realización de un desembolso directo no inferior a los US$ 1.000 millones, a ser ejecutado durante sus primeros cinco años. Como contrapartida, a partir del quinto año de ejecución, los beneficiarios gozarían del derecho a exportar libremente hasta el 20% de la producción de hidrocarburos líquidos y gaseosos, con una alícuota del 0% de retenciones. En tal caso, tendrían la libre disponibilidad de las divisas, no estando obligados a ingresarlas a la plaza financiera argentina.

Además del estímulo económico, el decretó avanzó en la definición jurídica de la “Explotación No Convencional de Hidrocarburos”, como la extracción “mediante técnicas de estimulación no convencionales” aplicadas en yacimientos “de rocas esquisto o pizarra”, “areniscas compactas”, “capas de carbón” u otras “rocas de baja permeabilidad”. Los beneficiarios del régimen podrían solicitar la creación de una “Concesión de Explotación No Convencional de Hidrocarburos” dentro de una ya existente (^{Poder Ejecutivo Nacional, 2013a}). El plazo de esta nueva concesión sería de 25 años, al cual se le podría adicionar en forma anticipada una extensión de 10 años.

El acuerdo reavivó el debate político abierto con motivo de la estatización de YPF. Mientras el Gobierno celebraba y defendía el entendimiento (^{La Nación, 2013}), las críticas hicieron foco sobre diversos temas. Grupos opositores ubicados a su izquierda, pero también sectores afines, interpretaron el contrato como un acto de sumisión “semi-colonial” o propicio para una “reprivatización” de YPF (por ejemplo, ^{Pérez-Esquivel, 2013}). Ello debido a que implicaba una asociación con capitales de origen estadounidense en el marco de la “Iniciativa Global de Gas de Esquisto” auspiciada por el Departamento de Estado. Asimismo, se denunciaba que la explotación mediante la técnica del fracking derivaría en las mismas prácticas de “saqueo” y destrucción ambiental por las que Chevron había sido recientemente condenada. Ambas presunciones eran alimentadas, a su vez, por la confidencialidad de las cláusulas del contrato (^{García-Zanotti, 2017}; ^{Giustiniani, 2017}).

Aunque algunas de estas críticas carecían de sustento, no es menos cierto que, empujado por la necesidad de atraer inversiones, el Gobierno debió adoptar decisiones de considerable costo político. El acuerdo con Chevron generó roces diplomáticos con Ecuador, aliado regional que asumía el conflicto por la Amazonía como una cuestión de Estado. A nivel local, se produjeron importantes episodios de movilización. En Neuquén, la asociación dio origen a una amplia coalición anti-fracking de la que participan organizaciones sindicales, estudiantiles y del pueblo mapuche, asambleas ciudadanas, así como partidos políticos opositores a los oficialismos de la Nación y la Provincia (^{Riffo, 2017}; ^{Hadad et al., 2020}; ^{Pérez-Roig y Riffo, 2021}). Este espacio multisectorial protagonizó diversas acciones de protesta, que alcanzaron su cénit durante la ratificación del contrato de explotación por la Legislatura provincial. La sesión tuvo lugar en medio de un fuerte operativo de seguridad y de una feroz represión, desatada tras la movilización de miles de personas frente al edificio del cuerpo legislativo. Al día siguiente, una manifestación aun más concurrida repudió los hechos.

En Neuquén, la impugnación del acuerdo y el debate público abierto sobre el fracking pusieron en entredicho a la industria petrolera como fuente de bienestar y desarrollo. El surgimiento de este potencial límite político forzó a los gobiernos de la Provincia y de la Nación a redoblar los esfuerzos promocionales de los HNC. Ello tuvo lugar tanto a través de una agresiva estrategia comunicacional, que incluyó una incesante campaña de estigmatización y criminalización del -así denominado- “terrorismo ambiental”, como mediante la intervención concreta en las comunidades más próximas a las explotaciones basada en la inversión en infraestructura y servicios (^{Gutiérrez y Millaman, 2016}; ^{Riffo, 2017}; ^{Pérez-Roig y Riffo, 2021}).

3.3 El acuerdo indemnizatorio con Repsol

Pese a su relevancia, la asociación con Chevron no subsanaba la mala reputación del Gobierno entre los inversores internacionales. La completa normalización de las relaciones también exigía una salida negociada al conflicto con Repsol. A comienzos de diciembre de 2012, la compañía elevó la solicitud de inicio de arbitraje ante el CIADI, aunque “sin perjuicio de la posibilidad de las partes de poner fin al procedimiento en cualquier momento en caso de alcanzarse un acuerdo entre ellas” (^{Repsol YPF, 2012b}, párr. 2). En apenas dos semanas, el organismo admitió la demanda y consolidó a Argentina como el país en el mundo con más denuncias.

Durante 2013, se desarrolló un canal de negociación paralelo. A fines de noviembre, se logró un principio de acuerdo, que fue formalizado en febrero de 2014. Repsol y la República Argentina firmaron un “Convenio de Solución Amigable y Avenimiento de Expropiación” por el 51% de YPF S.A. e YPF Gas S.A. Allí se estipulaba que el Gobierno entregaría a Repsol títulos de deuda pública en dólares, compuestos por un paquete fijo de un valor nominal de US$ 5.000 millones y un paquete complementario, por un importe máximo de US$ 1.000 millones, que se ajustaría de manera que el valor de mercado de todos los bonos entregados ascendiera, al menos, a US$ 4.670 millones, con un máximo de US$ 6.000 millones de valor nominal.

Ratificado el acuerdo por la Junta General de Accionistas de la empresa y por el ^{Congreso de la Nación Argentina (2014a)}, se entregaron a Repsol títulos de la deuda pública por un importe nominal total de US$ 5.317 millones, que alcanzaban el valor de mercado promedio de US$ 4.670 millones previsto. Un día antes, la petrolera española había vendido el 11,86% de la participación accionaria de YPF que todavía mantenía, por un monto de US$ 1.255 millones.

3.4 Estímulos y política de precios

Si bien los precios del petróleo crudo en el mercado interno ya habían sufrido sucesivas actualizaciones, a partir de 2012 tendió a reducirse cada vez más la brecha con la cotización internacional. La Figura 1 muestra que, entre 2012 y mediados de 2014, la diferencia entre el crudo Medanito de la Cuenca Neuquina y el barril de Brent se ubicó en torno al 38%, cuando en años anteriores había sido marcadamente superior.

Fuente: elaboración propia basada en datos de ^{Secretaría de Energía de la Nación (2020)} y Energy Information Administration (^{EIA, 2020}).

Figura 1 Cotizaciones y brecha entre crudo Medanito y Brent (2006-2015) 

Luego de la suspensión del Programa Petróleo Plus, esta convergencia generó una importante disparidad entre los ingresos netos de las empresas cuya producción se comercializaba en el mercado local y los de aquellas que colocaban su producción en el exterior -pues debían descontar derechos de exportación-. Para garantizar la obtención de niveles similares de rentabilidad, la Resolución Nº 438/12 (^{Secretaría de Energía de la Nación, 2012}) dispuso que las empresas cuya producción media diaria de petróleo crudo durante 2011 hubiese sido superior a los 1.300 m³/d, obtendrían una compensación equivalente a US$ 28 por cada barril exportado, retroactiva a febrero de ese año. Seis meses más tarde, la Resolución Nº 1/13 (^{Ministerio de Economía y Finanzas Públicas, 2013}) modificó el esquema de derechos de exportación siguiendo el mismo propósito. Se actualizaron los valores de corte y de referencia del barril exportado -de US$ 42 a US$ 70 y de US$ 60,9 a US$ 80-, lo cual impactó negativamente en la percepción de retenciones (como mostraremos más abajo).

Naturalmente, la convergencia de las cotizaciones se vio reflejada en los surtidores. Devaluación mediante, entre junio de 2012 y junio de 2014, se produjo un shock en el precio de comercialización al público del conjunto de los derivados de hidrocarburos. Como muestra la Figura 2, en la Ciudad Autónoma de Buenos Aires, los incrementos promediaron un 88,6%. En el mismo período, necesitada de caja propia para apalancar su plan de negocios, YPF aumentó sus productos por encima de ese número, con un promedio del 93,5%.

Fuente: elaboración propia basada en datos de ^{Secretaría de Energía de la Nación (2020)}.

Figura 2 Precio promedio de comercialización de derivados del petróleo en CABA (2011-2015) 

En el caso del gas, en 2013 se adoptaron dos importantes medidas de promoción. En enero, la Resolución Nº 1/13 -Comisión de Planificación y Coordinación Estratégica del Plan Nacional de Inversiones Hidrocarburíferas (^{CPCE, 2013a})- creó el “Programa de Estímulo a la Inyección Excedente de Gas Natural” (“Plan Gas I”). Las empresas que obtuvieran la aprobación de sus proyectos recibirían US$ 7,5/MMBTU por el gas inyectado al mercado interno por encima de su producción base. Pese a las fuertes penalidades dispuestas en caso de incumplimientos, nueve compañías -que explicaban el 80% de la inyección- adhirieron al programa: YPF, PAE, Total Austral, Wintershall, Sinopec, Enap, Pampa Energía, Roch y Petroquímica Comodoro Rivadavia. En julio, ante la necesidad de ponerlo en operación, y luego de un primer semestre de caída de la producción, la Resolución Nº 8/13 (^{CPCE, 2013b}) habilitó el pago de compensaciones a cuenta de hasta un 75% para aquellos proyectos que, aprobados, todavía no habían atravesado por completo el procedimiento administrativo de control técnico y financiero dispuesto reglamentariamente.

En noviembre, la Resolución Nº 60/13 (^{CPCE, 2013c}) creó el “Programa de Estímulo a la Inyección de Gas Natural para Empresas con Inyección Reducida” (“Plan Gas II”). En este caso, se buscó fomentar la actividad de unidades que, por motivos de escala o geológicos, no hubiesen solicitado su incorporación al Plan Gas I. Las empresas recibirían compensaciones trimestrales por parte del Estado nacional, que se determinarían de acuerdo a la relación entre la inyección total, la inyección base y las diferentes curvas teóricas de ajuste -con lo cual, el precio de la inyección excedente podía variar de los US$ 7,5/MMBTU a los US$ 4/MMBTU-. Eventualmente, las que hubiesen sido admitidas en el Plan Gas I, podrían solicitar el cese de su participación y la incorporación a este nuevo régimen promocional.

La falta de información acerca de los proyectos aprobados, y de sus respectivas variables, impide la realización de un cálculo preciso de los resultados productivos. En la Tabla 1, se presentan datos recogidos en concepto de transferencia a los capitales privados. Entre 2013 y 2015, las obligaciones asumidas por ambos programas totalizaron US$ 4.886 millones.

YPF fue la principal favorecida por estos estímulos, con una participación que puede estimarse en torno al 60%⁵. Ello se desprende de: a) La relación entre los beneficios declarados por la compañía en sus estados contables y las obligaciones asumidas por el Estado, según la Tabla 1; b) el monto recibido por la emisión de BONAR 2020 -US$ 630 millones-, según los Estados Contables hasta el 31/12/2016 (^{YPF, 2016}).

La afirmación es consistente con las tendencias seguidas por la producción de gas a partir de enero de 2013. La Figura 3 muestra que, aproximadamente desde julio, se genera un desacople entre la performance del conjunto de compañías que adhirieron al Plan Gas I y la del resto. Del primer universo, sin embargo, YPF es la única que evidencia una sostenida tendencia creciente de la producción, que tracciona los resultados generales. La producción total de las demás beneficiadas por la aprobación de proyectos para el Plan Gas I, en cambio, no escapa a la paulatina caída de la extracción que domina al resto.

Fuente: elaboración propia basada en datos de ^{Secretaría de Energía de la Nación (2020)}.

Figura 3 Evolución de la producción de Gas (enero-2013 a diciembre-2015) 

Como reverso de estas medidas de estímulo, y frente al creciente efecto distorsivo de los subsidios, en 2014 el Gobierno tomó la decisión de adecuar los cuadros tarifarios de distribución de gas natural (^{Secretaría de Energía de la Nación, 2014}) -la primera modificación integral desde 2004-. Mediante el mecanismo pass-through, se trasladó a la tarifa final un aumento promedio del 550% del precio del gas en el PIST y un 20% del costo de transporte; a eso se adicionó un incremento del margen de distribución (^{Serrani, 2020}). Las tarifas se incrementarían gradualmente de modo diferencial, buscando propiciar una mayor reducción de subsidios entre los usuarios residenciales de consumo alto. No obstante, ese mismo año, un conjunto de medidas cautelares bloqueó la transición. Durante 2015, ante un mapa caótico de tarifas gasíferas a nivel nacional y una acumulación de deudas con las productoras, el Estado debió transferir $ 2.590 millones a las distribuidoras (^{Serrani, 2018}).

3.5 La ley de hidrocarburos Nº 27.007/14

La asociación de YPF con Chevron había evidenciado la necesidad de contar con un marco regulatorio que facilitara el desembarco de otros capitales internacionales. Autorizados por el Poder Ejecutivo, en diciembre de 2013, los equipos técnicos de YPF comenzaron a elaborar una propuesta, con el objetivo de que fuera aprobada por el Congreso de la Nación a mediados de 2014.

El proyecto presentado consolidaba la correlación entre la explotación de HNC y el cumplimiento de los principios rectores fijados por la LSH. La política de autoabastecimiento debía incentivar la producción propia “como recurso estratégico”, y la intervención del Estado era determinante para definir la política de producción y de precios. El objetivo final era lograr un equilibrio entre la “ganancia razonable” para los capitales privados involucrados y la competitividad internacional de la industria doméstica.

Con todo, la propuesta implicaba una flexibilización general de las condiciones de acumulación de los capitales petroleros. En primer lugar, se introducían distintas modificaciones a la Ley de hidrocarburos Nº 17.319/67 (^{Congreso de la Nación Argentina, 2014b}):

En segundo lugar, el proyecto receptaba el régimen creado mediante el Decreto Nº 929/13, aunque reducía sensiblemente la inversión necesaria para acceder a sus beneficios, a un mínimo de US$ 250 millones durante los primeros tres años del proyecto. Los estímulos previstos en dicha normativa se aplicarían al 20% de los hidrocarburos de las explotaciones convencionales y no convencionales, así como al 60% de los de las explotaciones costa afuera (artículos 19º y 20º). A su vez, la importación de bienes de capital e insumos imprescindibles para la ejecución de los planes de inversión recibirían beneficios impositivos establecidos por el Decreto Nº 927/13 (^{Poder Ejecutivo Nacional, 2013b}).

El proyecto reflejaba la necesidad de adecuar el entramado normativo vigente y los estímulos económicos a una realidad geológica más compleja. Un aspecto relevante era el planteo de límites a la proliferación de regímenes, regulaciones y tributos, resultante de la gestión provincializada de los recursos. De modo que, al articulado precedente, se le añadían una serie de compromisos entre la Nación y las provincias con respecto a la legislación ambiental y el tratamiento fiscal (artículos 23º y 24º); la exclusividad del Poder Ejecutivo en la gestión de los planes de estímulo; y la unificación de procedimientos y registros de información (artículo 26º) (^{Congreso de la Nación Argentina, 2014b}). En línea con la trayectoria de la intervención del Estado a partir de 2012, la propuesta de reforma constituía un paso más hacia la centralización de la política energética.

Por este motivo, la formulación del proyecto había sido objeto de duras negociaciones entre la Nación, YPF y la Organización Federal de Estados Productores de Hidrocarburos (OFEPHI). Precisamente, el recorte de diversas facultades de las provincias al momento de negociar la explotación de sus áreas hidrocarburíferas fue uno de los ejes que aglutinó a varios sectores de la oposición en contra del proyecto oficial. Junto a este, otros dos temas concitaron rechazo: los beneficios otorgados a los inversores en términos de plazos de concesión, montos requeridos para acceder a estímulos, facilidad de importación de bienes de capital e insumos⁶; y la escasa atención dada a las múltiples denuncias, moratorias y prohibiciones adoptadas a nivel internacional a raíz de las consecuencias socio-ambientales del fracking⁷ (^{Bertinat et al., 2014}; ^{Concerned Health Professionals of NY et al., 2019}).

Durante varios momentos del debate, el Gobierno y sus aliados se valieron de la activa participación de Galuccio -promotor de las modificaciones y figura que gozaba de relativo consenso transversal (^{Ybarra, 2014})-. Tal como anticipaban los considerandos del proyecto, el núcleo de la argumentación fue la necesidad de atraer inversiones para abrir el potencial de la geología nacional y lograr el autoabastecimiento. Como sinceró Miguel Pichetto, durante el cierre del debate en la Cámara de Senadores,

Analizamos Vaca Muerta como un lugar y un horizonte deseado para la Argentina, como un lugar promisorio desde el punto de vista de las expectativas; [pero] Necesitamos muchos Chevron y fuertes inversiones en el desarrollo de Vaca Muerta para extraer el gas y el petróleo, y para lograr reducir el déficit de la balanza comercial (^{Cámara de Senadores de la Nación, 2014}, p. 138).

Apoyado en sus votos, el oficialismo logró la aprobación en la Cámara de Senadores tras solo dos jornadas de debate en comisión y en veinte días desde su ingreso por mesa de entradas. Ocurrió de igual modo en la Cámara de Diputados. El proyecto fue tratado el 21 de octubre en un plenario de las comisiones de Asuntos Constitucionales, de Energía y de Presupuesto. Ese mismo día, el oficialismo decidió emitir dictamen favorable y llevar el tratamiento definitivo al recinto la semana siguiente. El 30 de octubre, fue convertido en ley (^{Congreso de la Nación Argentina, 2014b}) y promulgado.

3.6 Contención de impactos frente al cambio de las condiciones internacionales

A mediados de 2014, comenzó una fase de elevada volatilidad de la cotización internacional del crudo y sus derivados. Entre el segundo trimestre de 2014 y el último de 2015, el precio del Brent cayó de US$ 109 a US$ 43 por barril. Estos movimientos estuvieron determinados por una agudización de las presiones competitivas. La demanda mundial de petróleo pasó de un crecimiento anual acumulativo de 1,8% entre 2002-2008, a otro de 1,4% hasta 2015, incluyendo dos caídas en el primer y último cuatrimestre de ese año. Aunque la producción tendió a acompañar este movimiento, desde el primer cuatrimestre de 2014 se observa una notable sobreoferta, que llegó a superar los 2 millones de bbl/d en el segundo cuatrimestre de 2015 (^{IEA, 2020}).

El desarrollo de explotaciones de HNC en Norteamérica tuvo una influencia decisiva en este proceso. Desde mediados de los 2000, la producción petrolera de Estados Unidos revirtió una tendencia declinante que llevaba más de dos décadas (^{EIA, 2020}). La sustitución de importaciones estadounidense y su creciente relevancia como competidor profundizó fisuras en el seno de la OPEP, que expresaban la dilución de su control sobre la oferta mundial. Ante la posibilidad de que la habitual política de recortes condujera a una creciente pérdida de participación a mano de otros jugadores, durante 2015 Arabia Saudita y el resto de los integrantes del cártel continuaron expandiendo su extracción. Lo propio ocurrió con otros países relevantes, así como entre las big oil que habían concretado inversiones destinadas a ampliar la capacidad productiva antes del derrumbe de los precios (^{Friedman et al., 2015}). En el caso de los frackers estadounidenses, la extracción pudo incrementarse gracias a una combinación de reducciones de costos, sucesivas mejoras de la productividad, pero, principalmente, sobre la base de un creciente endeudamiento (^{Hipple, 2020}).

A partir del segundo semestre de 2014, la situación derivó en “una suerte de guerra de trincheras en la industria petrolera, donde todos los productores tratan de ganar cuota de mercado a cualquier costo. Esto genera ganadores y perdedores en todo el mundo” (^{Gold, 2015}, párr. 4). En este tablero, la situación argentina era ambigua. En lo inmediato, la tendencia bajista constituyó un alivio para las cuentas externas. Entre 2013 y 2015, las cantidades importadas cayeron un 8,5% (^{Secretaría de Energía de la Nación, 2020}) mientras que la factura de importaciones energéticas se redujo un 45%, de US$ 12.464 a US$ 6.841 millones (^{INDEC, 2020}). Aunque la situación también impactó sobre el ingreso de divisas originado por las exportaciones de crudo y derivados -que experimentaron una caída del 59,5%, de US$ 5.561 a US$ 2.251 millones-, el resultado general fue una reducción de prácticamente US$ 2.300 millones del déficit de la balanza comercial energética, que alcanzó los US$ 4.590 millones (^{INDEC, 2020}).

Pero, como espacio receptor de inversiones internacionales, la volatilidad de las cotizaciones amenazaba con colocar en un prolongado impasse el conjunto de condiciones generadas con el objetivo de explotar masivamente HNC. Entretanto, debía garantizarse su viabilidad comercial. El mecanismo privilegiado fue el mantenimiento de un “precio sostén” de la producción de crudo en el mercado interno, por encima del vigente mundialmente. Durante el segundo semestre de 2014, la brecha entre ambas cotizaciones fue reduciéndose hasta invertirse en diciembre de ese año. Desde entonces, los precios internos se mantuvieron, en promedio, un 40% más elevados que los internacionales -llegando a diciembre de 2015 con una brecha de prácticamente el 60%-. Nuestra estimación⁸, plasmada en la Figura 4, arroja una transferencia aproximada de US$ 3.700 millones de parte de todos los segmentos de producción y consumo en favor de los capitales petroleros.

Fuente: elaboración propia basada en datos de ^{Secretaría de Energía de la Nación (2020)}.

Figura 4 Transferencias por precio sostén del barril de crudo en el mercado interno, en millones de US$ (diciembre 2014-diciembre 2015) 

A su vez, se modificó el sistema de derechos de exportación. La Resolución Nº 1.077/14 (^{Ministerio de Economía y Finanzas Públicas, 2014}) estableció nuevos precios internacionales de referencia y alícuotas de retención. Para el petróleo y productos derivados, alcanzaría el 1% en caso de que el precio internacional del barril fuera menor a US$ 71 y sería móvil si se ubicaba en ese nivel o lo superaba. Como muestra la Figura 5, esta última modificación tornó insignificante la percepción de derechos de exportación durante 2015.

Fuente: elaboración propia basada en datos de ^{Administración Federal de Ingresos Públicos (2020)}.

Figura 5 Derechos de exportación percibidos por hidrocarburos y derivados, en millones de US$ (2006-2015) 

Finalmente, a comienzos de febrero de 2015, la Resolución Nº 14 (^{CPCE, 2015}) creó el “Programa de Estímulo a la Producción de Petróleo Crudo”. La medida buscó incrementar la producción de crudo Medanito para el autoabastecimiento, así como el sostenimiento de la actividad y el empleo en las cuencas cuya producción se destinara mayormente a la exportación. En concreto, el programa estableció: a) una compensación económica por un monto equivalente en pesos de hasta US$ 3/bbl, siempre que en cada trimestre la extracción de crudo fuera mayor o igual a la producción total de crudo correspondiente al cuarto trimestre de 2014, y que los precios de referencia de las cuencas sumados al estímulo no superaran los US$ 84/bbl (crudo Medanito) o los US$ 70/bbl (crudo Escalante); b) un estímulo a la exportación de saldos, mediante el otorgamiento de una compensación económica pagadera en pesos de hasta US$ 2/bbl, a favor de las empresas que destinaran parte de su producción al mercado externo. En caso de que el promedio de exportación trimestral se ubicara por encima del alcanzado en 2014, el monto del estímulo ascendería hasta el equivalente a US$ 3/bbl (^{CPCE, 2015}). A los efectos de optimizar los resultados, las compañías que mantuvieran o incrementaran su producción trimestral y que destinaran parte de la misma a la exportación, percibirían simultáneamente ambas compensaciones económicas.

El programa estaría vigente entre el 1 de enero y el 31 de diciembre de 2015, con la posibilidad de una prórroga por 12 meses. De acuerdo a nuestra estimación -Tabla 2-, la mayoría de las compañías se vio alcanzada por los estímulos a la producción. En total, se destinaron US$ 300 millones, de los cuales US$ 122,5 millones y US$ 111,1 millones correspondieron a YPF y PAE, respectivamente.

En el caso de los beneficios a la exportación, la suma ascendió a US$ 38 millones, de los cuales US$ 32,2 millones fueron percibidos por PAE (ver, asimismo, ^{López-Crespo et al., 2016}).

3.7 Los resultados del período 2012-2015

La LSH marca un quiebre respecto del prolongado proceso de declive de la industria petrolera. Como muestran la Figura 6 y la Figura 7, las caídas de la producción de petróleo y gas -que se arrastraban desde 1999 y 2005, respectivamente- se desaceleraron entre 2013 y 2014. En 2015, la extracción de petróleo se estabilizó en 31,9 MMm³. La de gas, alentada por la vigencia de distintos instrumentos de promoción, se incrementó un 3,4% y alcanzó 42.790 MMm³.

Fuente: elaboración propia basada en datos de ^{Secretaría de Energía de la Nación (2020)}.

Figura 6 Producción total de petróleo, en m³ (2009-2015) 

Fuente: elaboración propia basada en datos de ^{Secretaría de Energía de la Nación (2020)}.

Figura 7 Producción total de gas, en MMm³ (2009-2015) 

En ambos rubros resultó crucial el creciente aporte de los HNC. Entre 2012 y 2015, las inversiones destinadas a este tipo de recursos ascendieron de un 18% a un 32% del total (^{Secretaría de Energía de la Nación, 2020}). Los mayores desembolsos se tradujeron en una multiplicación de los pozos realizados por año, así como en una mejora sustancial de la productividad. En el caso del petróleo, la caída de la extracción convencional y offshore fue compensada por un sostenido incremento de la producción de shale oil, que llegó a representar un 4,5% del total. En el caso del gas, la extracción de tight y shale pasó del 1,5% al 15,3% del total entre 2011-2015. Contrapesó, de esta manera, el declive de la producción convencional y el estancamiento del offshore.

En el caso del shale, subtipo de recurso que lideraría la expansión de la producción desde entonces, fueron decisivas las inversiones realizadas en las concesiones de explotación Loma Campana y El Orejano, tras los acuerdos alcanzados con Chevron y Dow, respectivamente. En 2015, Loma Campana aportó el 96% del total del shale oil y el 71% del shale gas extraídos; respecto del último fluido, El Orejano sumó un 26% de la producción. El ingreso de estos capitales -sobre todo de Chevron- permitió que YPF avanzara en su estrategia de delimitación e inicio de la curva de desarrollo de Vaca Muerta.

Si las políticas de posicionamiento y atracción fueron exitosas en ese plano, también debe señalarse que no produjeron un cambio de tendencia significativo en lo que respecta al comportamiento inversor del resto de los capitales. Entre 2012 y 2015, el conjunto de los desembolsos destinados a exploración y producción creció a una tasa anual del 23%, similar a la del período 2009-2012. Favorecida por una notable mejora de sus precios de realización -ver Tabla 3-, la inversión de YPF pasó de representar el 21,6% del total en 2009, al 50% en 2015. Ello explica que, de 2011 a 2015, YPF ampliara su peso sobre la producción total de petróleo y gas del 32,8% al 44,2% y del 23,2% al 33,3%, respectivamente. En relación con las inversiones en HNC, la participación de YPF creció del 49,2%, en 2012, al 68% en 2015. Como resultado, se observa el desarrollo de una curva de aprendizaje que redujo los costos de perforación de pozos verticales y horizontales (^{YPF, 2017}). En 2015, los rendimientos de la compañía alcanzaron a explicar el 88,5% y el 58,3% del total de la producción de petróleo y gas no convencional, respectivamente.

Las señales de precios encontraron ese límite pese a su onerosa carga. ^{López-Crespo et al. (2016)} estiman que, en 2015, las transferencias totales superaron los US$ 6.500 millones y llegaron a representar un 48% de los ingresos del sector. En el caso del gas natural, el 47% de lo percibido por el productor correspondía a los distintos incentivos (^{Secretaría de Energía de la Nación, 2019}). La Figura 8 muestra el impacto de las políticas de posicionamiento del período 2012-2015 sobre el conjunto de las erogaciones destinadas a subsidiar la producción y el consumo de energía.

Fuente: tomado de ^{Secretaría de Energía de la Nación (2019)}.

Figura 8 Subsidios a la energía, como % del PIB (2003-2015) 

Este esquema de estímulos se insertaba en una fase de estancamiento de la postconvertibilidad (^{Piva, 2020a}) y contribuía a la progresiva pérdida de sus fuentes vitales. La creciente magnitud de los subsidios energéticos hizo un aporte decisivo a la reaparición y agravamiento de la crisis fiscal. Como muestra la Tabla 4, en 2015 el resultado primario del sector público nacional arrojó un déficit del 3,8% del PIB.

La crisis fiscal expresaba un cuadro general de disminución de recursos materiales y de debilitamiento de las capacidades de intervención estatal. Entre 2011 y 2015, las exportaciones cayeron un 18,6% en cantidades -especialmente las Manufacturas de Origen Industrial, que descendieron un 34,7%- y los términos del intercambio se deterioraron un 12,7%, según el índice elaborado por el ^{INDEC (2020)}. En 2015, la balanza comercial arrojó saldo negativo por primera vez desde 1999. Este resultado fue determinante para el agravamiento del déficit por cuenta corriente, impulsado por la salida de divisas a través de las cuentas de rentas y de servicios. En este marco, las dificultades de acceso al endeudamiento externo redoblaban la presión sobre las reservas del BCRA, que se redujeron un 45% en el período 2012-2015.

La pérdida de dinamismo de la economía se tradujo en una desaceleración del consumo total de energía, que pasó de una tasa anual de crecimiento del 2,6%, en el período 2003-2012, a una del 1% entre 2013-2015. Este factor también explica la reducción del déficit externo del sector señalado más arriba y llama la atención acerca de los alcances de las políticas de posicionamiento. A partir de aquí, aparecerían una serie de dilemas. El eventual relanzamiento de la acumulación incrementaría rápidamente el consumo de energía. Ello podía traducirse en un crecimiento igualmente veloz de las importaciones y del déficit externo, si la producción de hidrocarburos no acompañaba la evolución de la demanda. Los resultados obtenidos entre 2013 y 2015 indicaban que tal potenciamiento dependía de la atracción de inversiones para el desarrollo de HNC. En un contexto de agudización de la competencia, sería necesario mejorar la posición de la geología local en la arena internacional. Pero los desequilibrios macroeconómicos bloqueaban la continuidad de los estímulos, tal y como venían siendo implementados. Era imposible seguir subsidiando la cadena de producción y consumo, sin exasperar la crisis fiscal. En definitiva, la intervención del Estado ya no podía diferir el dilema de quiénes debían cargar con los “verdaderos costos” de la energía.