Por Julio Rajneri.
El ministro de Energía de Neuquén tenía una inmejorable oportunidad de disipar las dudas que la operación de Amarga Chica despierta por motivos por cierto más que fundados, tanto en lo que se refiere a su conveniencia como a su legitimidad.
En la entrevista concedida a “Río Negro”, podía o debía demostrar las razones que justificaran una alianza de YPF con Petrolera Argentina, la adjudicación del yacimiento a esa UTE a pesar de que Entre Lomas había ofertado una inversión mayor, y finalmente el motivo por el cual YPF pagaba cuatro millones de dólares por una parte de las acciones de su improbable socia a pocas semanas de la adjudicación.
Nada de eso ocurrió y la ruta del dinero sigue demasiado parecida a una operación ilegal. Coco suministra explicaciones, pero sobre la conveniencia para P.A. de integrarse a la UTE, cuestión que es más que evidente y no ofrece dudas; sin embargo no da ninguna sobre las que pudo tener YPF para hacerlo, con lo que resulta claro que tiene dificultades para encontrar un justificativo medianamente plausible.
Pero además suma nuevos elementos que arrojan más evidencias sobre la real naturaleza de la operación.
Afirma que Gas y Petróleo no puede hacer nada para observar una operación de venta de acciones como esta. Él mismo se encarga de demostrar lo contrario, cuando reconoce que no solamente pudo rechazarla, sino ofrecer comprarla al mismo valor de la oferta, o sea ejercer la primera opción.
Afirma que no tenía conocimiento de esa operación, cuando es evidente que fue aprobada por GyP.
Reconoce que el titular de P.A, Miguel Schvartzbaum, tiene una relación con él de hace 15 años.
No dice explícitamente que la operación Amarga Chica sea corrupta, pero afirma algo que parece un acto fallido: "es peor lo de Rovella, más dudoso…". Aunque después aclara que Rovella -una constructora- carecía totalmente de antecedentes petroleros en tanto que P.A. por lo menos estaba ligada a una destilería, ofrece un indicio más que sugestivo al revelar que detrás de Rovella está el grupo Eskenazi.
Dice no recordar que Entre Lomas hizo una mejor oferta. La adjudicación de un área donde los contendientes son dos pesos pesados y donde se desestima la mejor oferta no puede ser olvidada. Pero, además, él estaba respondiendo a los recientes artículos periodísticos que mencionaban esta circunstancia. Y el tema era dominante en la nueva ley de hidrocarburos.
Simplemente, un olvido poco creíble.
Establece como fecha inicial de su conocimiento de la importancia de Vaca Muerta 2008 con su visita a Houston, lo que corrobora que Amarga Chica era un yacimiento de proyección cuando se hizo la licitación en 2010. Un yacimiento marginal "de valor cero" no hubiera despertado el interés de YPF ni de Entre Lomas, que durante años lo tuvo adjudicado y virtualmente lo abandonó.
Es necesario tener en cuenta que YPF, una empresa que cotiza en la Bolsa de Nueva York y por lo tanto está sometida a un riguroso control de sus movimientos, no puede disponer fácilmente de fondos para operaciones clandestinas de soborno. En el caso de que quisiera hacerlo, necesitaría imaginar procedimientos muy creativos destinados a simular operaciones formalmente legales. Este obstáculo no lo tienen otras empresas sujetas a controles mucho mas "ligth", en las que un fiscal curioso podría indagar movimientos extraños en los balances, cercanos a la fecha de la adjudicación.
Es que el caso de Amarga Chica, a la que ahora Coco le suma el caso Rovella, extiende la mancha de aceite a todas las adjudicaciones y explica el interés de YPF por sancionar una ley que someta a la provincia a procedimientos más transparentes. Entre los cuales adquiere especial relevancia la cláusula que obliga a adjudicar la licitación a la mejor oferta de inversiones.
Es decir lo que no se hizo en Amarga Chica.
Y para decirlo con las palabras de Coco, tal vez no sea lo peor. Lo peor es la inacción de los fiscales, jueces, legisladores y organismos de control, que parecen "tener ganas de seguir fumando sin levantarse de la mecedora".
GUSTAVO JAVIER DI MAGGIO*.
Los números que encabezan el presente artículo refieren a los importes en dólares que la Argentina giró al exterior para comprar energía (gas-petróleo). El total importado en estos cinco años supera las actuales reservas de nuestro Banco Central.
De continuar así, la Argentina no tendrá grandes posibilidades de revertir su balanza comercial y mucho menos lograr metas de desarrollo.
El bien común, ese conjunto de condiciones que el Estado debe brindar para que cada individuo se desarrolle conforme a su decoro, requiere de una economía sostenible.
Una alternativa para revertir el faltante de gas y petróleo es aplicar recursos y las mejores tecnologías disponibles para la extracción de hidrocarburos "no convencionales", shale oil y shale gas.
Estados Unidos es hoy en el mundo el jugador más desarrollado en explotación de shale y el segundo país en términos de recursos técnicamente recuperables.
Los recursos están distribuidos en 48 de los cincuenta estados que integran la Unión. Texas es uno de los más significativos, con tres áreas principales: Barnet, Eagle Ford y Haynesville. Existe una cuarta área, Woodford, que comparte con la vecina Oklahoma.
En Estados Unidos las reservas identificadas ascienden a unos 58 billones de barriles de shale oil. Bakken en Nord Dakota representa un 31% de ese total y Eagle Ford sobre la costa del golfo de México, Texas, otro 30%.
Los recursos estadounidenses de shale gas llegan a 665 trillones de pies cúbicos (Tcf). Marcellus, en el noroeste, es el área más grande, con un 32% de los recursos totales. Haynesville, en Texas, representa el 14%.
En el 2012 la producción de shale gas en Estados Unidos llegó a 10,4 Tcf, un 30% más que el año anterior, y representó más del 40% del gas total extraído en el país. El área de Texas aportó 3,4 Tcf, o sea un 35% del shale y más del 15% de la producción total americana. Se espera que para el 2021 la producción de shale gas represente el 61% de la producción total, con un aporte de 17 Tcf.
La producción de shale oil en Estados Unidos alcanzó los 1,1 billones de barriles en el 2012, con un aumento del 40% respecto del año anterior, lo que significa el 33% de la producción total de petróleo americano. El área Eagle Ford Texas aportó el 29% del total y Barnet otro 1%. Se espera que en el 2021 el shale oil represente el 51% de la producción, con 1,6 billones de barriles.
La situación en Argentina
Nuestro país tiene el mayor desarrollo de shale a nivel comercial fuera de Estados Unidos
Tiene recursos identificados por 27 billones de barriles de shale oil, casi la mitad de la existencia americana. La Cuenca Neuquina representa el 74% del total (60% es Vaca Muerta) y la Cuenca Austral tiene el 24%.
Asimismo, Argentina cuenta con 802 Tcf de recursos de shale gas, mucho más que Estados Unidos. En la Cuenca Neuquina se encuentra el 73% del total de reservas a nivel nacional, donde Vaca Muerta contribuye con un 38%. La Cuenca Austral representa un 16%.
Los costos de explotación son un tema a resolver para mejorar los niveles de producción y rentabilidad del sector.
La inversión para realizar un pozo en Argentina promedio es de u$s 7,6 millones, mientras en Estados Unidos varía entre u$s 2,8 y u$s 3,5 millones.
El tiempo de perforación de un pozo promedio en Argentina es de 25 días y, si bien se redujo (en el 2011 era de 43 días), sigue siendo mucho mayor al americano que es de 16 días.
Los insumos en general resultan más caros y complicados. En Argentina el agua se tiene que transportar en camión y la arena que se utiliza se importa de China o Brasil con costos cuatro veces mayores a los que se pagan en Estados Unidos.
Como reflejo de todo esto, en Estados Unidos se perforan más de 2.000 pozos por año mientras que en Argentina, si se cumplen las proyecciones, habrá unos 350 pozos activos a finales de este año.
En nuestro país la producción de shale oil llegó a 15.000 barriles diarios, donde más del 90% correspondió a YPF. El aumento respecto al año anterior fue del 130%.
Para lograr esto, Argentina invirtió unos u$s 3.000 a 4.000 millones. Sin embargo, las inversiones de capital en Estados Unidos superan los 100.000 millones anuales.
El presupuesto estimado para el desarrollo de un área de 300 km² en Vaca Muerta (Loma Campana), o sea 1% del total de la Cuenca, es de u$s 11.500 millones. De contar Argentina con mejores condiciones de crédito externo o flujo de inversores, se podría ampliar rápida y significativamente la producción de hidrocarburos.
Éste es el otro punto crucial para revertir el estado actual y migrar a un esquema de autoabastecimiento: la inversión.
Varias asignaturas se tienen que resolver para lograr el desarrollo del sector. En primer lugar reglas claras, soluciones concretas en materia de inflación y libre disponibilidad de las ganancias obtenidas producto de la inversión.
En este sentido, el último impuesto adicional del 10% sobre los dividendos agrega una carga que desalienta a los accionistas a invertir.
Conclusión
En el continente americano hay distintos modelos que nos muestran experiencias diferentes en el desarrollo del sector energético.
Por un lado está Estados Unidos, con fuerte participación de la inversión privada, que logró un gran desarrollo de los recursos convencionales en el pasado y ahora un boom en la explotación no convencional.
La contracara es México, que siempre mantuvo el sector casi excluyentemente en manos del Estado y ahora, frente a la necesidad de cuantiosas inversiones para revitalizarlo, discute novedosas leyes para posibilitar e incentivar la participación de nuevos operadores.
Esta tendencia de abrirse a los mercados de capitales y a la participación privada debería representar un tema para pensar y un camino a seguir.
* Abogado. Neuquén
