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2 IDEP instituto de estudios sobre estado y participación.

Presentación:Presentamos a continuación, en una coedición entre nuestro Instituto (IDEP) y el Instituto de Pensamiento y Políticas Públicas (IPyPP) dos documentos elaborados por el Cro. Gustavo Lahoud*, en el que se abordan dos temas de íntima relación entre ellos, y de creciente actua-lidad: La situación del Sector Energético, y el reciente acuerdo entre YPF-Chevron. Brevemente diremos que en el primero de los trabajos: “La problemática Energética Argenti-na. Cuadro de Situación y propuestas”, se analiza detalladamente el carácter estructural de la actual situación del sector, recorriendo los principales indicadores y poniendo de manifiesto las limitaciones de una matriz altamente dependiente de un recurso de características no renovables como los hidrocarburos. Un pormenorizado análisis de las políticas llevadas adelante desde la desregulación neoliberal hasta las actuales ponen de manifiesto la deserción del rol de regulación del Estado, favoreciendo la captura de rentas extraordinarias por parte de los grupos económicos que actúan en el sector. Vale la pena destacar que en momentos en que se discute el elevado peso que para las cuentas públicas tienen los subsidios a las tarifas de gas y energía eléctrica, así como la importación de gas y combustibles, análisis como el presente son de fundamental importancia, tanto para orien-tar la discusión sobre la rentabilidad empresaria de los distintos actores del sector, y desde ahí discutir la racionalidad de los subsidios, como para profundizar una fuerte iniciativa de corto, mediano y largo plazo sobre los principios de una nueva política energética. Política que se pro-pone se base sobre cuatro ejes básicos: Sostenibilidad, Sustentabilidad, Accesibilidad y Soberanía. Asimismo, en el segundo de los trabajos: “El acuerdo YPF-Chevron Puntos relevantes, cláu-sulas secretas y grandes dudas”, se analiza el acuerdo enmarcándolo en una caracterización del escenario mundial de los hidrocarburos. Detallando los puntos oscuros que presenta el acuerdo y las cláusula que trascendieron por las cuales Chevron se garantizaría el cincuenta por ciento de las ganancias netas de explotación aunque se retirara del proyecto sin comple-tar el total de inversiones comprometidas. Todo esto amparado en un Régimen de Promoción de Inversiones, dictado por Decreto 929/2013 publicado en el Boletín Oficial solo 24 horas antes de firmado el acuerdo con Chevron y en lo que parece como un traje a medida. El análisis de la cuestión ambiental y los aspectos productivos y económico - financieros que forman parte del acuerdo se analizan en el presente trabajo. Alertando finalmente sobre la amenaza de un proceso extractivista de consecuencias alarmantes en relación al medio am-biente, y con una importante entrega de soberanía. Dada la pertinencia de esta temática queremos agradecer al Cro. Gustavo Lahoud y a los Cros. del IPyPP la posibilidad de publicar este trabajo.

Horacio FernándezDirector IDEP

(*) Lic. en Relaciones Internacionales. Especialista en temas Energéticos y Geopolítica. Miembro del IPyPP.

La problemática energética en la Argentina. Cuadro de situación y propuestas.Gustavo Lahoud - Noviembre 2013


I- EL CARÁCTER ESTRUCTURAL DE LA ACTUAL COYUNTURA DE CRISIS ENERGÉTICA: CONCEPTOS CENTRALES.

La situación de la coyuntura energética presente es bien conocida por los ciudadanos ar-gentinos en algunas de sus manifestaciones más relevantes y críticas. Dos de esas aristas de la problemática son, precisamente, la agudización de la pérdida del autoabastecimiento y, por ende, del suministro de recursos hidrocarburíferos, y el crecimiento constante de las necesidades de importación de combustibles líquidos para paliar esa brecha. Ello nos per-mite afirmar que estamos atravesando una coyuntura de crisis y, en orden a fundamentar apropiadamente el carácter estructural de la misma, nos parece relevante, en primer lugar, definir algunos conceptos que coadyuvan a la descripción y comprensión de la situación.

Comencemos por la definición de sistema. Un sistema es un conjunto de entidades, objetos, ideas, en relaciones estables de interdependencia. Cualquier conjunto de partes que conforman una red estable de interacción permite ser considerado un sistema. Una misma entidad permi-te ser considerada como un sistema y como componente de sistemas más amplios. Los proce-sos de producción, transformación, transporte, distribución y consumo de la energía se conci-ben como un subsistema que presenta fuertes interacciones con el sistema económico-social.

El enfoque sistémico concibe su objeto como el estudio de los procesos sociales de pro-ducción, transformación, transporte o transmisión, distribución y consumo de la energía, en toda su conformación multidimensional (aspectos físico-geológicos, técnico-econó-micos, ambientales, legales, sociales, políticos y culturales). El centro de la atención no se fija sólo en la relación entre recursos escasos y las necesidades ilimitadas sino, también, y fundamentalmente, sobre los agentes sociales que tienen poder de decisión sobre esos recursos y los que encarnan esas necesidades.

A su vez, está la estructura del sistema, definida como un conjunto de relaciones entre las partes que lo conforman, cada una de las cuales tienen roles y/o funciones bien definidas

POR GUSTAVO LAHOUD

La problemática energética en la Argentina. Cuadro de situación y propuestas.

ATE Asociación Trabajadores del Estado 7

y que interactúan a partir de una serie de reglas de juego compartidas1. En ese sentido, la estructura del sistema energético es el conjunto de actores públicos y privados con fun-ciones y/o roles bien definidos en los sectores de la cadena, sus relaciones económicas, productivas y de intercambios y el marco regulatorio y normativo entendido como las re-glas de juego que contienen a todos los actores.

Justamente, la estructura de un sistema energético puede analizarse y comprenderse al observar la matriz energética, que es la configuración de los actores, sus relaciones y las reglas de juego imperantes en un período de tiempo determinado expresada a través de la composición por fuentes de origen de la energía. En este sentido, la foto más general e incluyente de la estructura del sistema, la podemos observar al analizar la matriz ener-gética primaria desagregada por fuentes de generación. Es decir, la contribución de cada uno de los recursos energéticos presentes en la naturaleza a la generación de energía.

Cuando observamos esta variable crítica y su evolución en los últimos cincuenta años, corroboramos que la matriz energética nacional está muy fuertemente concentrada en los recursos de origen fósil- fundamentalmente petróleo y gas y, además, carbón-, lo cual significa que existe una dependencia estructural de los hidrocarburos para la generación de energía. La contracara de ello, es la pobre diversificación de la matriz de generación, situación que se reproduce en todos los subsectores, profundizando la dependencia de los hidrocarburos y el desequilibrio del conjunto del sistema.

Por todo ello, decimos, entonces, que afrontamos un problema de carácter estructural que, tal como vemos en los gráficos presentados debajo, se ha profundizado en las últi-mas dos décadas al compás de las políticas de liberalización y desregulación.

1 El enfoque sistémico utilizado se inscribe dentro de la Planificación Estratégica Situacional (PES), elaborado por el economista chileno Carlos Matus: “Teoría del Juego Social”, Ediciones de la Universidad de Lanús, Buenos Aires, 2009.

AÑO 2010

Fuente: S.E.N.

AÑO 2000

Fuente: S.E.N.


II- DESCRIPCIÓN DE LA SITUACIÓN DEL SECTOR ENERGÉTICO: PRINCIPALES INDICADORES.

A partir de esta imprescindible introducción de carácter teórico y contextual, realizamos una descripción general de la situación del sector energético en el país, enfocando con más detenimiento la situación del subsector hidrocarburífero.

En tal sentido, se enuncia un conjunto de datos estratégicos que son claves a la hora de comprender la presente coyuntura en la que está inmersa la Argentina, caracterizada por un escenario de escasez en materia de hidrocarburos, con niveles de reservas y extrac-ción en franca declinación y con la consolidación de una estructura de toda la cadena energética fuertemente controlada por la presencia de pocos jugadores con peso espe-cífico importante que determinan- y profundizan- el esquema de vaciamiento y desin-versión crónica que ha convertido en estructural la vulnerabilidad energética del país.

•Argentinaes,comosemanifestó,unpaíshidrocarburo-dependiente.Elpetróleo(40%) y el gas natural (50 %) explican en conjunto el 90% de la oferta de energía primaria, según datos de la Secretaría de Energía del año 2010. Por su parte, el suministro eléctrico depende en un 55 % de centrales térmicas, abastecidas mayormente con gas natural. 2

•Lasreservascertificadasdepetróleoygasnatural,yenelcontextodenivelesdeextracción en constante declinación, alcanzan para sólo 7 y 8 años, respectivamente. Es-casas inversiones de capital de riesgo en exploración durante el período 1999-2011, en un contexto de rentas extraordinarias sin precedentes históricos y de ausencia del Estado en materia de regulación y planificación, explican la nula posibilidad de reponer reservas comprobadas de petróleo y gas en el país.

•Altaconcentracióneconómicaenlasreservas,extracciónyexportacióndepe-tróleo y gas natural por parte de conglomerados extranjeros y grupos económicos loca-les. Los únicos agentes económicos formadores de precios de combustibles, y tarifas de gas y electricidad, son las principales compañías petroleras que operan en el país. Eleva-do el precio del barril de petróleo para el mercado interno ( promedio de US$ 60 según tipo de petróleo), considerando los costos operativos de extracción y, en particular, el costo del barril (U$S 12 aproximadamente). Nulo control y regulación del Estado, acen-tuado a partir de la privatización de toda la cadena hidrocarburífera.

•Resultados de la privatización del sector: 1º) escasas inversiones de capital de

2 Ver De Dicco, Ricardo y Bernal, Federico: “ Odisea energética de Argentina 2010”, en Estrategia Energética, Año 3, Número 8, diciem-bre de 2010.


riesgo en exploración, sobreexplotación de yacimientos, nulas inversiones en infraestruc-tura de transporte, petroquímica y refinación; 2º) saturación de la capacidad de trans-porte de gas natural en 2004 y de suministro eléctrico en 2010, importación neta de hidrocarburos en 2010, saturación de la capacidad de refinación de petróleo en 2010, agotamiento de reservas de petróleo y gas natural entre 2015 y 2018, de no encararse cambios profundos en el funcionamiento del sistema.

•Elsectorrefinaciónestátrabajandoal90%desucapacidadinstalada.Porconsi-guiente, es muy vulnerable el abastecimiento del mercado interno de combustibles por paradas de plantas, ya sea programadas o por contingencias no previstas. •Considerandounatasadecrecimientodel5%anualenelconsumodecombus-tibles del mercado interno, la proyección al año 2012 señala que se manifestará un cre-ciente y persistente déficit de carácter estructural, de no incrementarse la actual capaci-dad instalada de refinación. En el año 2011, el Estado nacional destinó 9.397 millones de dólares para cubrir la importación de combustibles líquidos, mientras que el saldo co-mercial de la balanza energética fue deficitario en 3.029 millones de dólares. •Seobservaqueelparquederefinaciónpresentaungradoimportantedeenve-jecimiento tecnológico y no muestra una tendencia a incrementar la capacidad de elabo-ración, de acuerdo a las presentes y futuras necesidades del país.

Por otro lado, en lo que respecta puntualmente a la generación de oferta eléctrica to-tal- cuyo coeficiente está hoy en el orden de los 27.000 Mhw realmente disponibles-, se observa un mismo escenario de dependencia de las fuentes de origen fósil3. En efecto, al-rededor de un 55% de la oferta eléctrica disponible se origina en centrales termoeléctri-cas, que funcionan alimentadas por gas natural aunque, debido a la escasez creciente de este hidrocarburo se están utilizando combustibles líquidos como el fuel oil y el gas oil, lo cual impacta en el rendimiento total de las referidas centrales.4

Luego se ubica la fuente de generación hidroeléctrica, que está en un porcentaje que vie-ne decreciendo en los últimos años y que hoy varía entre un 30% y un 35% de la oferta total disponible. Finalmente, tenemos la fuente de generación nucleoeléctrica, que par-ticipa con un porcentaje que está entre el 5% y el 7% del conjunto de esa misma oferta.

3 Ver De Dicco, Ricardo y Bernal, Federico: “ Avances en el Plan Energético Nacional”, en CLICET, octubre de 2010, http://www.cienciaye-nergia.com/Contenido/pdf/101010_radfb_arg.pdf

4 Téngase en cuenta que la Argentina importa combustibles líquidos de mercados como Venezuela y, en los últimos cinco años, comenzó a importar gas natural licuado que proviene, básicamente, de Trinidad y Tobago y que se regasifica en buques especialmente acondiciona-dos en el puerto de Ingeniero White, en Bahía Blanca y en Escobar. La oferta adicional de gas que se canaliza al mercado por esta vía se esti-ma en unos 6 a 8 millones de m3/d entre mayo y agosto de cada año, utilizados casi en su totalidad para el funcionamiento del Polo Petro-químico de Bahía Blanca.


Estos datos muestran una coyuntura actual que puede denominarse sin caer en alar-mismos de crisis energética, y que tiene un carácter estructural, entre cuyas causas podemos encontrar lo que sigue: • LaArgentina,porelnivelde reservasdegasypetróleocomprobadas,nuncapuede ser considerado un “país petrolero” sino, como máximo, un “país con petróleo”, por lo que son objetivos contradictorios en el largo plazo exportar más y mantener simultá-neamente el autoabastecimiento; •Lacapacidadinstaladaenrefinación,transporteyalmacenamientoactúacomouna barrera de entrada a nuevos actores (para que ingrese uno nuevo –aún el Estado- debe salir otro), favoreciendo la concentración del mercado; •Nuestraofertaenergéticaesmuydependientedeladisponibilidaddehidrocarburos; •Adiferenciadeotrospaíses,elnuestrotieneusosalternativosparasusuelo,porlo que cada nuevo emprendimiento genera impactos sociales, económicos y ambientales; •Noexisteunaculturadelahorroylaeficienciaenergética,talvezrelacionadaconlos largos períodos de consumo postergado durante las sucesivas crisis macroeconómi-cas y las explosiones del mismo en los momentos expansivos; •Unacúpulaempresarialconcomportamientorentísticoyconbajatendenciaalesfuerzo inversor; •UnaprogresivapérdidaenlasúltimasdécadasporpartedelEstadodelacapaci-dad de planificar, coordinar e intervenir en el sistema energético.

A partir de ahora pondremos el foco en el papel del Estado: cuál ha sido el rol de las suce-sivas políticas energéticas y sus consecuencias estructurales.

III- EL MODELO DE LA “A-REGULACIÓN”

El sistema energético nacional ha acumulado en los últimos años un conjunto de proble-mas que, al compás de su agudización, se han convertido en factores estructurales que permiten describir y explicar su creciente vulnerabilidad.

Por un lado, el funcionamiento de carácter rentístico instalado a partir de las reformas es-tructurales de los ’90, que desregularon y fragmentaron el sistema energético nacional.

Esta lógica se basó en: •laliberalizaciónintegraldelmercadodeloshidrocarburos; •lafijacióndelospreciosdelastransaccionesinternasporpartedelosagentesprivados ( libertad de precios dixit); •lacreacióndeunmercadoexportadordehidrocarburosconlaconsecuentelibredisponibilidad de divisas por parte de las empresas que operan en el sistema;


•lapaulatinaprivatizaciónyfragmentacióndelosactivospúblicosestatalesenlossubsectores de hidrocarburos y eléctrico y; •lacreacióndeunaestructuraregulatorialaxayproclive,porellomismo,alanointervención del Estado en la materia.

Además de lo ya mencionado, entre los años 1991 y 1994, la administración menemista produjo una serie de modificaciones radicales que consolidaron estas nuevas reglas de juego instaladas en el mercado de la energía en la Argentina.

La primera de ellas, fue el cambio de la estructura societaria de YPF, convertida en SA en 1991 para abrirla luego al capital privado, proceso que concluyó en 1999 con la ofer-ta hostil que realizara la española Repsol para hacerse de la casi totalidad de las acciones de la empresa.

Luego, en 1992, se aprobó una norma clave: la llamada ley de federalización de los hi-drocarburos, que abrió claramente el juego a las provincias en lo referente a las decisio-nes sobre la tenencia accionaria en la empresa y sobre la propiedad de los recursos. Final-mente, la Reforma Constitucional de 1994, que en su artículo 124 estableció el dominio originario de los recursos por parte de las jurisdicciones provinciales.

Vale decir, también, que todas las provincias -incluida Santa Cruz- vendieron sus tenen-cias accionarias en YPF a Repsol. Finalmente, el Estado nacional renunció en los hechos a la denominada “acción de oro”, llave estratégica que le permitía hacer uso del poder de veto sobre los planes de negocios encarados por la empresa.

De esta forma, durante los ’90, el país alcanzó un autoabastecimiento artificialmente sos-tenido en un modelo típicamente extractivista y pro-mercado, con una estructura oligo-pólica y concentrada que, al compás de la aceleración en la explotación de los pozos de gas y petróleo que habían sido descubiertos durante los 50 años previos de la YPF SE, ge-neraba una disminución paulatina de los niveles de reservas comprobadas con las que contaba la Argentina.

Tal es así que, para 1989, teníamos 30 años de reservas de gas y unos 28 de petróleo y, después de más de 20 años, nos encontramos con una situación de difícil reversión en el corto plazo, ya que contamos con 8 años aproximadamente de reservas de petróleo y unos 9 de reservas de gas, con un estancamiento estructural en la reposición de reservas debido a la falta de inversiones que permitieran reducir la magnitud de los daños acumu-lados, a sabiendas que, a pesar de todo ello, nuestro país ha sido poseedor de modestas reservas hidrocarburíferas, lo cual es muy diferente de ser un Estado sentado sobre rique-


zas petroleras desbordantes ( es decir, como señalábamos antes, somos un país con gas y petróleo pero no un país petrolero y gasífero).

En los últimos años, las medidas tomadas han profundizado las vulnerabilidades de la Ar-gentina en los aspectos señalados, ya que en 2006 se aprobó la Ley 26.197- denomina-da Ley Corta- que modificó la Ley nacional de hidrocarburos 17319, vigente desde 1967.5

La Ley 26.197, aprobada en 2006 y promulgada en enero de 2007, profundizó el escenario de desguace de las estructuras nacionales de planificación e interven-ción en materia de política energética, que comenzó con los famosos tres decre-tos liberalizadores de la Administración Menem- 1055/89, 1212/89 y 1589/89- y que continuó con la Ley 24.145 de federalización de los hidrocarburos y privati-zación de YPF, sancionada y promulgada en 1992. En efecto, en su artículo 1º, la denominada Ley corta establece: “ Los yacimientos de hidrocarburos líquidos y gaseosos situados en el territorio de la República Argentina y en su plataforma continental pertenecen al patrimonio inalienable e imprescriptible del Estado nacional o de los Estados provinciales, según el ámbito territorial en que se en-cuentre”. De esta manera, refuerza lo normado por la citada Ley de 1992 y mo-difica dramáticamente la Ley nacional de hidrocarburos 17319, vigente desde 1967 y que establecía taxativamente la propiedad inalienable, imprescriptible y exclusiva del Estado nacional sobre todos los recursos hidrocarburíferos exis-tentes. En conclusión, las provincias poseen el dominio originario sobre los re-cursos ( art. 2 de la Ley) y, además, se transforman en la autoridad concedente y de aplicación en materia de contratos y tienen el poder de fiscalización y de po-licía en lo que respecta a asuntos tributarios y regulatorios.(http://infoleg.mecon.gov.ar/infolegInternet/anexos/120000124999/123780/norma.htm)

Simultáneamente, las provincias petroleras comenzaron a cerrar acuerdos con las com-pañías operadoras de las cuencas con actividad productiva en la Argentina, que deriva-ron en renovaciones de concesiones de campos y bloques de explotación de gas y petró-leo que se extendieron por 20, 30 y hasta casi 40 años, como fue el caso de Cerro Dragón, el principal yacimiento de petróleo de la Argentina, ubicado en Chubut y operado por Pan American Energy que, a partir de los nuevos contratos vigentes, podrá operar estos pozos hasta el año 2047. En todos estos casos, las provincias han obtenido los mismos

5 Ver Bernal, Federico, De Dicco, Ricardo y Freda, Francisco: Cien años de petróleo argentino, Colección Claves para Todos, Capital Intelec-tual, Buenos Aires, 2008.


porcentajes de ingresos por pago de regalías- un 12% sobre los totales extraídos-, pero, en contrapartida, y de la mano de amplias políticas de incentivos, se han dado facilidades importantes en materia de devoluciones de impuestos, configurando un escenario soña-do para las operadoras hidrocarburíferas. 6

La conclusión fundamental de este segmento es que en el “juego de la energía”, las “re-glas de juego” y las formas que tome la planificación, coordinación e intervención por parte del Estado nacional (o la falta de ellas) son aspectos estructurales esenciales: nin-gún país en el mundo (salvo la Argentina de las últimas décadas), y por ende ninguna em-presa petrolera privada, niegan el carácter estratégico de la disponibilidad de energía su-ficiente y se adaptan (y adaptan el nivel de sus inversiones) al marco regulatorio existente y al modelo de planificación y control que establezcan los Estados.

A continuación, profundizamos sobre la política de la actual administración y los progra-mas de incentivos referidos y que se implementaron entre 2006 y 2012 para revertir esta situación, que no modificaron en nada el cuadro vigente, agravando incluso el funciona-miento del sistema, con un estancamiento en la capacidad instalada de refinación de pe-tróleo y de transporte de gas que se ha hecho más que elocuente.

IV- LA POLÍTICA ENERGÉTICA KIRCHNERISTA:“CRUCEMOS EL PUENTE CUANDO LLEGUEMOS A ÉL”

Luego de la crisis del 2001, se encararon ajustes más bien cosméticos que reprodujeron los vicios estructurales del sistema, ya que la política energética- si es que realmente ha existido- se basó en asegurar la suficiencia o abastecimiento, esto es, la oferta por los me-dios que fueran necesarios, perdiéndose la mirada integral en el enfoque del problema.

En ese sentido, se congelaron tarifas a partir de la declaración de emergencia económica, se redujeron y suspendieron exportaciones de hidrocarburos, se establecieron regímenes de retenciones ( desde 2006, reforzadas a fines de 2007), lo cual le permitió al Estado cap-tar porcentajes ya menguados de la renta petrolera, debido a que exportábamos cada vez menos por el estancamiento productivo y se crearon regímenes de incentivos en petróleo y gas (petróleo y gas plus) y en refinación (refino plus) bajo la lógica de incentivar la mayor producción a partir de mejores precios de transacción ofrecidos a las empresas.

Amén de todo ello, en los últimos cuatro años, el país comenzó a sufrir serios proble-

6 http://www.lanacion.com.ar/914182-aceptan-un-amparo-contra-el-acuerdo--chubut-pan-american


mas de insuficiencia, a tal punto que para el 2010 perdió definitivamente el autoabas-tecimiento, situación que se palió con el aumento progresivo de subsidios utilizados para la importación de gas boliviano, gas natural licuado por barcos y electricidad de Brasil. El sostenimiento de todo este irracional andamiaje de medidas contingentes, de-mandó entre 2008 y 2011 entre 23.000 y 25.000 millones de dólares (90.000 a 100.000 millones de pesos). 7

Por ende, en los últimos nueve años de administración kirchnerista, la situación se ha agravado notoriamente, a tal punto que el país nunca pudo salir de la declinación pro-ductiva que ya es estructural. De hecho, el pico de extracción en petróleo lo alcanzamos en 1998 a menos de una década de instalado el esquema de saqueo y en gas llegamos al tope extractivo en 2004.

En definitiva, las medidas que se instrumentaron, persiguieron el objetivo de aliviar la vulnerabilidad en materia de oferta energética total sin cambiar aspectos cruciales de las reglas de juego heredadas de los ’90 que provocaron esta situación de estancamiento y crisis. De esta forma, se profundizó el escenario ya delicado de agotamiento de reser-vas, acumulando una caída promedio de 6% en los niveles de extracción de petróleo y gas entre los años 2008 y 2011.

A continuación, y a modo informativo, se enumeran las principales medidas adoptadas por la administración kirchnerista en estos años, que por las inconsistencias señaladas, han sido, por lo menos, insuficientes y erráticas para resolver una crisis de tamaña magnitud.

•Plan Energía Total: a través de este mecanismo se asegura a las empresas que recurran a combustibles líquidos sustitutos un acceso a esos insumos a precio de gas ( es-timado en unos US$ 2.50 a US$ 3 por millón de BTU, contra US$ 12 del gasoil). Esto impli-ca, en los hechos, un subsidio. Sin embargo, este programa casi no se aplica hoy debido a la gran cantidad de requisitos técnicos que deben cumplimentarse y, además, no es un dato menor el hecho de que buena parte de los grandes usuarios industriales están bus-cando soluciones autónomas para proveerse tanto de combustibles líquidos como de gas y electricidad.

•Plan Energía Plus: este programa está destinado a paliar el actual déficit de ge-neración eléctrica. A través del mismo, el Gobierno permite a las usinas que generen nue-

7 En esta óptica, se inscribía también la política de incentivos generadas en torno a los proyectos de gas no convencional- shale y tight gas- en la cuenca neuquina, que la Presidente de la Nación había anunciado a fines de 2010 en una recordada reunión en la sede de Repsol-YPF, un año antes que se produjera la crisis con los españoles.


va electricidad cobrar casi el doble el MW y a las empresas asegurarse, de esa manera, el servicio. Debe tenerse en cuenta que el precio por MW que las grandes empresas pagan está congelado desde hace unos cuatro años en valores que oscilan entre los US$ 30 y US$ 40, lo cual contribuye a profundizar la ya de por sí insostenible situación operativa del sector eléctrico. Cuando el Gobierno comenzó a dar estos permisos de venta, se esti-mó que se vendería el MW a un valor que oscilaba entre los US$ 60 y US$ 65.

•Plan Petróleo, Refinación y Gas Plus: esta medida preveía un mecanismo simi-lar al anterior, pero aplicado a la extracción de petróleo y gas que, desde hace unos años está en estancamiento y/o caída. Así, aquellos operadores que comprometieran inversio-nes en exploración y extrajeran más petróleo y gas, podrían obtener por la venta del hi-drocarburo un precio más atractivo, de manera tal que, según esa lógica, se incentivaran paulatinamente los niveles de extracción y de reposición de reservas. Este programa es-taba también en fase de implementación desde fines de 2006. Asimismo, el aspecto real-mente preocupante de tales medidas era que las empresas productoras y refinadoras de hidrocarburos podían seguir exportando a cambio de garantizar un adecuado nivel de reposición de reservas de petróleo y gas- cuyo cumplimiento dependía de la “buena vo-luntad” de las mismas- recibiendo todo tipo de exenciones y créditos fiscales, reintegros impositivos y reducciones en el pago de impuesto a las ganancias.8 Estos programas fue-ron cancelados a fines de 2011.

•Plan Energía Delivery: se comenzaron a implementar un conjunto de medidas tendientes a asegurar el abastecimiento de energía eléctrica a los grandes consumido-res industriales y a importantes centros poblacionales en los que hay déficits de oferta de energía eléctrica. En tal sentido, se está pensando en la construcción de minis centrales termoeléctricas que, provisoriamente, se utilizarían para paliar los ya estructurales défi-cits en generación que el país acumula por falta de inversión en toda la cadena del sector eléctrico, lo cual se suma a la importante distorsión de precios existente entre las genera-doras, transportistas y distribuidoras que operan en el sector. En ese sentido, se piensa en recomponer la estructura de costos de generación eléctrica reconociendo un precio para la energía generada por el programa mencionado que es entre un tercio y un 50% mayor a los actuales niveles de precios. 9

8 Ver http://www.lapoliticaonline.com.ar/noticias/val/53272/petroleo-plus-un-negocio-a-la-medida-de-pan-american-y-baratta.html 17.11.2008

9 En efecto, en marzo de 2013, se oficializó el cambio parcial de reglas de juego en materia de generación de energía eléctrica, a tra-vés del establecimiento de nuevas condiciones de comercialización de la energía generada y el reconocimiento de mayores remuneraciones para los generadores. En esta nueva estructura, Cammesa, la empresa administradora del Mercado Eléctrico Mayorista, será la que concen-trará la compra venta de energía destinada al sistema. Ver: http://www.infoleg.gov.ar/infolegInternet/anexos/205000-209999/209933/norma.htm


•Otrasmedidaimportanteeslapuestaenmarchadelasdos centrales termoeléc-tricas de Timbúes ( Santa Fe) y Campana ( Buenos Aires) que significarán una inyección de oferta eléctrica disponible al sistema del orden de los 1600 MW. La empresa responsa-ble por la construcción y posterior operación de esta dos centrales de ciclo combinado es Siemens, de Alemania, que realizó la mejor oferta en términos de tiempos de ejecución de la obra y plazos para el comienzo del despacho de energía eléctrica al sistema nacional.

•Finalmente,laimportacióncrecientedegas natural licuado (GNL) – motivo de análisis específico en distintas instancias políticas en nuestro país- a través de terminales instaladas en el puerto de Ingeniero White ((Bahía Blanca), que procesan- mediante un sistema de regasificación- el gas natural licuado (GNL) enviado en buques metaneros. El costo del gas importado de esta manera- medido por millón de BTU- se calculaba en el bienio 2007-2008 en unos US$ 15 a US$ 17, mientras que en el trienio 2009-2011, es-tamos hablando de valores promedio que están entre los US$ 10 y US$ 15 aproximada-mente, y el tiempo previsto de operación se calculó en cuatro a cinco meses, es decir, du-rante parte del período otoñal y todo el período invernal. Asimismo, el operador de este proceso era la empresa Repsol YPF S.A. y, según datos de analistas privados y de la infor-mación que circulaba en la prensa, se estima que contribuyen al sistema con unos 6 mi-llones de M3 /día para el polo petroquímico y otros 2 millones de M3/día que se estarían inyectando en los gasoductos troncales. Es importante destacar que, desde el 2011, se ha aprobado la operación de una nueva terminal de regasificación de GNL en Escobar y para 2013 se prevé la contratación de 83 cargas del mencionado combustible.

Por otra parte, del total de gastos que fueron proyectados por el Estado Nacional para el bienio fiscal 2010-2011, surge al analizar la composición del mismo según su finalidad servicios económicos en la función Energía, Combustibles y Minería, lo siguiente:

•Eltotaldegastosasignadosparaestafunciónfuedelordendelos$45.000millo-nes para el año fiscal 2010, mientras que el año 2011 cerró con gastos generales del or-den de los $70.000 millones.

•Asimismo,seobservaqueelrubrotransporte-conungastoestimadoen$35.000millones para el 2011- se constituyó, por primera vez en los últimos cinco años, en el sec-tor económico privado más beneficiado por las transferencias corrientes previstas en el presupuesto. Es importante advertir que la función Energía, Combustibles y Minería jun-to a la de Transporte explican alrededor de un 85% de las transferencias que fueron pre-vistas para el 2011 y para el año en curso.


•En loquerespectaa laaplicaciónespecíficadelgastoenel rubroenergético,pueden destacarse los siguientes puntos:

1- Asignaciones presupuestarias a la Compañía Administradora del Mercado Ma-yorista Eléctrico S.A. (CAMMESA), con el objetivo de financiar la adquisición de fuel oil y gas oil para el normal abastecimiento de las centrales térmicas responsables por la gene-ración del 55% de la oferta eléctrica de nuestro país. A su vez, desde CAMMESA debe fi-nanciarse la compra de energía eléctrica proveniente de Brasil como así también los pa-gos en el marco del FONINVEMEM, que es el Fondo a través del cual se ha financiado la construcción de dos centrales termoeléctricas de ciclo combinado en las localidades de Campana ( Buenos Aires) y Timbúes ( Santa Fe). También se encaró la financiación de la extensión del tendido de las líneas de alta tensión en la región patagónica ( línea de 500 KV Pico Truncado- Río Gallegos- Río Turbio- El Calafate), en el Noreste y Noroeste argenti-nos ( Norte Grande) y en la región Comahue- Cuyo.

2- Se preveía la construcción de obras provinciales en materia de hidroelectrici-dad y de electrificación rural en distintas regiones del país, como así también la construc-ción del Gasoducto de Abastecimiento Central- que podría transportar unos 6.000.000 de m3/d- con el fin de incrementar la oferta gasífera disponible. En este caso, las obras comenzaron a fines de 2011. En ese mismo orden, se pauta la extensión de líneas de ga-soductos troncales existentes para llegar a regiones provinciales donde no hay abasteci-miento de gas natural por redes.

3- En el ámbito rural se prevé la continuación del programa PERMER, que persigue el abastecimiento eléctrico en zonas rurales a través de paneles solares y equipos eólicos. Más allá de ello, en el ámbito de energías renovables no hay mayores novedades.

4- Se consolidará la vigencia del Programa de Uso Racional y Eficiente de la Ener-gía, destinado a mejorar los estándares de eficiencia energética de todo el sistema. Den-tro de este programa está el recambio masivo de lámparas incandescentes por otras de bajo consumo en los hogares y en los tendidos de alumbrado público. Este aspecto de la eficiencia energética lo retomaremos en las conclusiones.

5- Asignaciones destinadas a la empresa Energía Argentina S.A. ( ENARSA), con el objetivo de asegurar el normal abastecimiento de la demanda energética. A través de ENARSA, se operan las siguientes medidas: - Adquisición de gas natural proveniente de Bolivia. Aquí es importante tener en cuenta que los compromisos originalmente pactados con le gobierno boliviano, in-


cluían un mejoramiento del precio que Argentina pagaba por el gas ( en concreto, pasa-ba de los casi u$$ 2 por millón de BTU vigente hasta mediados de 2006, a un valor que orillaba los u$$ 4.5 con una tendencia al crecimiento en función de la intensidad calorífi-ca del gas enviado y de la época del año) y una extensión del contrato por 20 años, has-ta el 2027. En ese lapso, se debía incrementar gradualmente el suministro hasta llegar a los 7.7 millones de m3/d hacia comienzos de 2010. En definitiva, luego de importantes inconvenientes del gobierno boliviano para cumplir con los despachos comprometidos, durante 2012, comenzaron a registrarse envíos diarios superiores a los 10 millones de m3/d y con tendencia creciente en los próximos años.

•Plan de Abastecimiento de Combustibles Líquidos (gas licuado de petróleo, gas oil, fuel oil, naftas, etc.). En este punto es necesario observar que esta era una de las áreas en las que había, hasta fines de 2011, transferencias corrientes al sector privado, en lo que constituía un subsidio directo a la oferta más que a la demanda de los sectores más desfavorecidos. Se recuerda, además, que se ha hablado de la reconfiguración del programa de la Garrafa Social de manera tal que la misma pueda llegar a los ciudadanos que no tengan gas natural por redes a precios inferiores a los $16 por garrafas de 10kilos.

•Plan de Sustitución de Consumo de Gas y Energía Eléctrica. Estos programas fueron anunciados en 2008 aunque no han tenido un alcance masivo. Se esperaba, inclu-so, que muchas empresas privadas se autoabastecieran de energía eléctrica a partir de la construcción de minicentrales que les permitieran cierta autonomía en sus procesos productivos o que compraran directamente el gas y la electricidad a los transportistas y generadores respectivamente a través de programas de incentivos de precios como Gas plus y Energía Plus, que supuestamente les garantizaría a los operadores privados un me-jor precio por el gas y el petróleo nuevo que se extrajera y la electricidad nueva que se ge-nerara. Pero, esos programas se cancelaron, con lo cual, nos preguntamos en qué térmi-nos se podrían instrumentar estas medidas. Finalmente, aquí hay un aspecto no menor y que está vinculado con la gran distorsión de precios existentes en el sector energético y, particularmente, en el subsector eléctrico. Se trata de las abultadas deudas que CAM-MESA tiene con las generadoras debido al incremento en el pago de los subsidios com-prometidos a causa del congelamiento de los precios de generación en los últimos años. Ciertamente, un aspecto delicado que debe ser abordado en detalle y específicamente.

• Instalación de 5 nuevas centrales térmicas bajo la modalidad “llave en mano”. Un aspecto central será ver cómo se piensa cerrar eficientemente la provisión de los insumos que estas centrales necesitarán en un contexto de estancamiento en la extracción de gas y de crecientes erogaciones para la compra de combustibles líquidos como el fuel oil y el gas oil utilizados para la generación térmica a fin de reemplazar el


gas que se lo destina mayormente al consumo domiciliario.

•Se preveía la creación de una base integral de datos de los hidrocarburos. Sobre ello, habrá que profundizar oportunamente.

6- En materia nuclear, se prevé el financiamiento para la extensión de la vida útil de la Central Embalse, como así también la intensificación de los trabajos para la conclu-sión, a fines de 2013, de la central Atucha II, que lleva ya tres años de indefinición. Tam-bién es destacable la posible puesta en marcha de la fase II del reactor nuclear de expe-rimentación CAREM que es un desarrollo genuino del ámbito de la ciencia y tecnología nacionales aplicadas al sector nuclear y aeroespacial.

V- CONCLUSIÓN. PRINCIPIOS DE LA POLÍTICA ENERGÉTICA Y ALTERNATIVAS DE SALIDA EN EL CORTO, MEDIANO Y LARGO PLAZO.

A partir de todo lo expuesto, consideramos, entonces, que es conveniente en estos mo-mentos reflexionar sobre cuáles son los principios que deberían regir una política de Esta-do en materia energética, convencidos que la única política exitosa será aquella que pro-cure el cumplimiento armónico de todos los objetivos que planteamos a continuación, es decir, que a diferencia de lo que ha sido la historia reciente, que no se alcance un objetivo a corto plazo a costa de renunciar a los otros.

En efecto, consideramos que toda política energética viable y aceptable debe formularse a la luz de los siguientes principios:

1.- Sostenibilidad: con el autoabastecimiento no alcanza

Como ha quedado demostrado en los últimos veinte años, hay distintas formas de lograr el autoabastecimiento, pero no todas implican un mayor grado de soberanía.

Es cierto que el petróleo y sus combustibles derivados revisten carácter de estratégicos, pero tan importante como ello es que sus costos principales son los asociados a la amor-tización de las inversiones realizadas, por lo que, si se deja librado a los mecanismos de asignación del libre mercado, lo más probable es que se constituyan barreras de entrada a nuevos competidores y que el oligopolio existente sea quien tome las decisiones sobre cantidades y precios, privilegiando maximizar la rentabilidad de corto plazo sobre cual-quier interés estratégico nacional. De hecho es lo que ha venido sucediendo histórica-mente en el sector privado de nuestro país.


Es decir, si se adopta un modelo energético sin regulación estatal, como el que existe en nuestro país, lo que se obtiene es la máxima producción presente (que se dio en 1998 en petróleo y en 2004 en gas) a costa de una caída cada vez más pronunciada a futuro, como en la actualidad.

Es por ello que solamente con planificación, coordinación de los actores privados, e in-tervención directa por parte del Estado es posible mantener un flujo estable de energía a lo largo del tiempo, lo que se conoce normalmente como sostenibilidad del recurso.

2.- Sustentabilidad: con el autoabastecimiento no alcanza

Otro aspecto que tiene relación directa con que las generaciones futuras de compatrio-tas puedan disponer de energía es la cuestión ambiental. Nuestra matriz energética debe diversificarse, no solamente para lograr sostenibilidad del flujo, sino para incorporar una mayor proporción de energías limpias, de fuentes renovables y que no impliquen una pérdida de soberanía en otra cuestión esencial, como la alimentaria.

El gobierno ha alentado la producción de los denominados “bio-combustibles” princi-palmente a partir del procesamiento de la soja, como forma de sustituir parcialmente al combustible derivado de petróleo, incentivando con subsidios y exenciones impositivas a la producción en exceso de estos commodities y por lo tanto estamos equivocándonos nuevamente, como en el caso del petróleo. Cuando se pierda la bio-diversidad y el mo-nocultivo reemplace a la producción de los alimentos adecuados para nuestras necesida-des, será tarde y no parece que, expropiando el 51% de la tenencia accionaria de las ce-realeras, pueda solucionarse la crisis en cuánto emerja.

3.- Accesibilidad: con el autoabastecimiento no alcanza

En abstracto, tener “suficiente” energía en realidad significa tener lo suficiente del tipo adecuado, en el lugar correcto y en el momento oportuno para satisfacer lo que los po-tenciales consumidores sienten que deben ser capaces de adquirir en la forma de bienes y servicios. En un sentido más estricto, el acceso de un país para el suministro de energía puede ser “adecuado” aun cuando para muchas personas les resulte tan caro que no pue-dan obtener lo que les gustaría.Es por ello que una planificación desde una perspectiva de soberanía -que sólo tiene sentido en tanto soberanía popular- no puede desentenderse de la relación entre el consumo energético y la distribución del ingreso como así también debe establecer un piso mínimo de necesidades cubiertas en términos de derecho al acceso universal a la energía eléctrica y a un sistema moderno de cocción de alimentos, tal como ya lo reco-


nocen las agencias internacionales sostenidas por los países desarrollados.

4.- Soberanía: seguridad energética más participación popular

La FAO y la CEPAL proponen el siguiente concepto de seguridad energética:

“Asegurar el abastecimiento energético requerido por un territorio para proseguir su desarrollo económico y social mediante la garantía de eficiencia en el suministro del recurso energético, eficacia en su distribución, protección del medioambiente gracias a una política que privilegie la sustentabilidad, la elaboración de marcos regulatorios adecuados y la contribución al objetivo de equidad social sobre la base de la defensa, preservación y soberanía de su infraestructura ante eventuales amenazas de carácter interno o externo”10

Este concepto, abordado desde la óptica de la seguridad energética, contiene una pers-pectiva multidimensional, que, al cruzarla con los imperativos de los procesos políticos, económicos y sociales de las democracias en nuestra región, nos permite comprender que, en última instancia, la seguridad y la estabilidad en el abastecimiento de energía, la garantía de su accesibilidad pensada como derecho humano inalienable e inviolable y la sostenibilidad medio ambiental en su proceso productivo, son aspectos fundamentales a la hora de consolidar la soberanía sobre nuestros recursos estratégicos.

Es decir, la idea de soberanía energética no solo sintetiza los principios antes enunciados sino que articula las diferentes dimensiones conceptuales del término soberanía (Esta-do-Territorio; margen de maniobra y control; administrador de la relación con el entorno externo; etc.), enfatizando nuevas visiones de la defensa y las relaciones internacionales que priorizan la protección de los recursos por sobre las fronteras.11

Decíamos al comienzo de este trabajo que el análisis de la evolución de la matriz ener-gética era la mejor aproximación disponible acerca de la dinámica de cambio estructural del sistema energético. Consideramos también que ha quedado claro a lo largo del mis-mo que el problema energético argentino solo puede ser encarado desde una perspec-tiva que modifique a los actores participantes, sus acumulaciones y las “reglas del juego” de la energía.

10 www.cepal.org/

11 Entre los años 2005 y 2008, hemos encarado investigaciones en el Instituto de investigación en Ciencias Sociales (IDICSO) de la Uni-versidad del Salvador, sobre el vínculo entre la problemática de la soberanía y los recursos naturales renovables y no renovables desde una perspectiva geopolítica. Transcurrido unos años de aquellos esquemas iniciales, hoy llegamos a un nuevo punto de partida, que creemos, es más complejo y multidimensional.


Es a partir de lo expuesto que, cualquier plan que se elabore a cualquier dimensión tem-poral, debe ser consistente con dos grades “avenidas estratégicas” que creemos deberían ser las autenticas políticas de Estado en la materia:

•Diversificacióndelamatrizenergéticaincrementandolaparticipacióndefuen-tes de energía renovables y mejorando los grados de eficiencia energética; •Laintegraciónlatinoamericana,tantoenlaconformacióndeunsistemaregionalcomo en el desarrollo científico-tecnológico del mismo.

Una vez desarrollados los principios, planteamos finalmente escenarios a modo de pro-puestas iniciales de política pública en la materia de corto, mediano y largo plazo, que ac-túan a su vez como la continuación natural de nuestra investigación.

Tres modelos en disputa: régimen de acumulación neoliberal vs. Un modelo ra-cional de planificación estratégica vs. La gobernabilidad del corto plazo

a- Escenario de corto plazo: cambiar el marco regulatorio para maximizar la apropiación estatal de la renta petrolera del sistema hidrocarburífero.

En lo inmediato, y a partir de la recuperación por parte del Estado nacional y provinciales de un tercio de la renta petrolera potencial que la actividad de explotación hidrocarburí-fera genera en nuestro país a través de la expropiación y el control del 51% del paquete accionario de YPF S.A., es factible proponer un esquema de funcionamiento del sistema que permita morigerar los nocivos efectos de la pérdida del autoabastecimiento, con la consecuente profundización de la crisis.

Para ello, es fundamental conocer la magnitud real de la renta petrolera total que el sis-tema hidrocarburífero genera en la actual coyuntura crítica de la Argentina. En tal senti-do, se han elaborado estimaciones iniciales para el año 2011, sobre la base de una extrac-ción total de 33.000.000 de m3 o su equivalente de 209.000.000 millones de barriles, a un precio promedio de costo de extracción de $12/b, lo cual arrojó un valor total aproxima-do de 18.000 millones de dólares12 , con los siguientes coeficientes relativos de captación de la renta generada: •EstadoNacional:22%delarentatotal. •Estadosprovinciales:8%delarentatotal. •Empresasprivadas:28%delarentatotal. •Refinaciónyconsumo:42%delarentatotal.

12 El detalle de las estimaciones iniciales de la renta petrolera, desagregada por sectores, ha sido motivo de un trabajo de relevamiento y sistematización estadístico que ha concluido en su primera etapa exploratoria.


A partir, entonces, de esta situación, proponemos maximizar las capacidades de inter-vención y regulación del Estado sobre estas rentas extraordinarias, de modo tal de cap-turar el 100% de los beneficios generados por los operadores del sistema, lo cual implica, simultáneamente, el cambio en las reglas de funcionamiento intersectorial entre los es-labones de la cadena hidrocarburífera. En efecto, bajo este esquema, todas las empresas operadoras deben vender el petróleo y el gas extraído a YPF que, de esta forma, pasaría a monopolizar todas las operaciones del Downstream del sector hidrocarburífero, con el doble objetivo de aumentar la oferta potencial de hidrocarburos en el mercado interno y, por el otro, de disminuir la brecha del creciente déficit energético a través de la progre-siva reducción de las importaciones.

Si evaluamos este esquema de funcionamiento a la luz de los principios de la política energética planteados, comenzaríamos a dar cuenta de la grave situación de insuficien-cia y de sostenibilidad del sistema energético, lo cual implica, ciertamente, seguir ope-rando en las difíciles circunstancias de la crisis con todas sus consecuencias.

b- Escenario de mediano plazo: asociaciones estratégicas.

A partir del esquema de intervención de corto plazo propuesto, estimamos que es fun-damental encarar un diseño de planificación de mediano plazo que permita la consoli-dación de alianzas estratégicas por parte de YPF con grandes empresas latinoamericanas del sector a los efectos de comenzar a operar sobre las vulnerabilidades vinculadas a una política de contingencia aún vigente en el sistema hidrocarburífero.

En tal sentido, se abren perspectivas de cooperación sobre la base de los principios de complementariedad y reciprocidad, de modo tal que puedan elaborarse acuerdos que resulten mutuamente beneficiosos y que, de paso, coadyuven al fortalecimiento de un proceso de integración energética regional en el largo plazo.Se sugieren, en tal sentido, algunos caminos posibles:

1- Asociación estratégica con Petrobras: esquema de vinculación pensado en fun-ción de las capacidades tecnológicas de la empresa brasileña en la explotación offshore, en la perspectiva de la planificación de la exploración del frente marítimo. 2- Asociación estratégica con PDVSA: maximización de la oferta potencial de pe-tróleo en el mediano plazo y know how de la Argentina en materia nuclear. 3- Asociación estratégica con Bolivia: maximización de la oferta potencial de gas y construcción de infraestructura de transporte, fraccionamiento y distribución de com-bustibles líquidos.


Los hidrocarburos no convencionalesLos modelos “altar del corto plazo” y “régimen neoliberal” parecen haber encontrado el ca-mino de su supervivencia en la promesa de grandes recursos denominados no-conven-cionales. La AIE denomina así a aquellos recursos que son tecnológicamente mas difíci-les de obtener, o que, por lo menos, resulta más caro extraerlos que los convencionales.En un reservorio convencional los fluidos se alojan en las cavidades o POROS (imagine-mos una esponja rellena de petróleo y/o gas) y la facilidad con que el fluido se mueve a través de la roca para ser extraído, depende de la PERMEABILIDAD de la roca. Cuanto mas grandes sean los POROS y cuanto más PERMEABILIDAD (conectividad entre ellos) exista, mas fácil fluirá el petróleo y el gas a través de la roca.

Los hidrocarburos NO CONVENCIONALES, son los mismos hidrocarburos (petróleo y gas) CON-VENCIONALES, la diferencia está en que, los NO CONVENCIONALES se encuentran en reservorios diferentes de muy baja permeabilidad y porosidad, de manera que es imprescindible estimular-los por ejemplo, a través de fracturas hidráulicas, para poder producirlos.FRACTURA HIDRAULICA: Consiste en inducir la fracturación de la capa mediante el bombeo a alta presión de agua, arena y productos químicos tóxicos a los pozos perforados. Se provoca la ruptura, y el agente sostén (arena) se introducirá en las grietas y las mantendrá abiertas evitan-do que se cierren y se detenga el bombeo. De esta forma el petróleo y/o gas fluirán hacia el pozo.

ESTRUCTURA GENERAL Y PRINCIPALES FLUJOS ENERGÉTICOS DEL BALANCE ENERGÉTICO NACIONAL


Por lo tanto, estimamos que en la perspectiva del mediano plazo, podría encararse una planificación acotada y sostenible de algunos de los recursos hidrocarburíferos no con-vencionales que la Argentina posee en sus cuencas geológicas. Pensamos, en este sen-tido, que podrían desarrollarse racionalmente los recursos en tight gas- gas alojado en arenas compactas- en la cuenca neuquina, de modo tal de financiar, con los recursos ini-cialmente obtenidos de su comercialización, los complejos procesos de reconversión de todo el sistema energético nacional de cara a diversificar y equilibrar paulatinamente la matriz energética con la incorporación progresiva de fuentes renovables de generación.

Es decir, solo como parte de un esquema de transición se puede pensar en la explo-tación parcial de este recurso, ya que apostar a una explotación intensiva del mis-mo aparece como volver a cometer el mismo error de otras crisis: maximizar pro-ducción actual a cuenta del bienestar de las generaciones futuras.

c- El largo plazo: eficiencia y diversificación de la matriz energética

Las problemáticas estructurales que afronta el sistema energético nacional y las profun-das limitaciones a partir de la fuerte dependencia hidrocarburífera de la matriz energéti-ca, requieren de una planificación consistente por parte del Estado nacional y los Estados provinciales de cara al logro del gran objetivo de todo sistema energético en equilibrio: la diversificación de la matriz de generación de energía, orientada fundamentalmente al logro de metas/objetivos de crecimiento paulatino de la oferta de energía basada en re-cursos renovables. Pensamos, en primer término, en la hidroelectricidad, que constituye, per se, una fuente de base en términos de la disponibilidad del recurso hídrico en la Ar-gentina y en la tasa de utilización de esta alternativa.

Por otro lado, se abre la perspectiva de la energía eólica, solar y biomasa, entre otras, vin-culadas fuertemente al diseño de un sistema descentralizado de producción y gestión de la energía, que puede brindar soluciones sostenibles en el mediano y largo plazo en re-giones periféricas del país. A su vez, estimular la investigación en biocombustibles cono-cidos como de segunda o tercera generación.

Finalmente, la energía nuclear, que puede ser una alternativa de disponibilidad en térmi-nos de capacidad excedentaria de provisión de oferta energética y de reemplazo circuns-tancial y acotado de otras alternativas de base como la hidráulica o la térmica en la gene-ración de electricidad en momentos en que el sistema deba requerir mecanismos fiables de sustitución por paradas técnicas de equipos. Aquí es importante tener en perspectiva el desarrollo de los reactores modulares de baja potencia- el modelo CAREM de 25MW de potencia instalada- pensados para la generación de energía eléctrica bajo esquemas des-


centralizados de producción, transporte, distribución y consumo.

Por su parte, la búsqueda de la eficiencia en el uso de los recursos energéticos, está direc-tamente relacionada con la problemática de la diversificación de la matriz. En efecto, se trata de una de las aristas centrales de los análisis de prospectiva que desde hace tres dé-cadas aproximadamente han impactado en mayor o menor medida en la planificación de las políticas energéticas en los países centrales.

Precisamente, al compás de las crisis de suministro de petróleo de 1973 y 1979, de la mayor volatilidad de los precios de los combustibles y de la creciente intensificación de las pujas por el control del acceso a los yacimientos hidrocarburíferos y a las rutas ma-rítimas de transporte de crudo, gas y combustibles líquidos en las regiones de Medio Oriente y Eurasia, creció la preocupación por dotar a los sistemas energéticos naciona-les en buena parte del mundo desarrollado de mayores estándares de seguridad y diver-sificación de las fuentes de suministro, lo cual derivó en la implementación de medidas para lograr tasas crecientes de ahorro de energía tanto en el subsector hidrocarburífe-ro como en el eléctrico.

Así, desde el perfeccionamiento de las técnicas de recuperación secundaria y terciaria de petróleo en yacimientos maduros con altas tasas de agotamiento, pasando por el aumen-to de los estándares de seguridad y de transmisión en las redes eléctricas de alta y media tensión, hasta la consolidación de cambios de hábitos de consumo en los niveles micro de distribución de energía eléctrica destinada a usos residenciales, comerciales e industria-les- por citar sólo algunos ejemplos relevantes- son visualizados en la presente coyuntu-ra como un piso mínimo de medidas necesarias aunque no suficientes para logras mayo-res tasas de eficiencia y estándares de confiabilidad en el usos de los recursos energéticos.

En este sentido, la Argentina ha comenzado a dar pequeños aunque insuficientes pasos en búsqueda de una mayor eficiencia en el uso de sus recursos energéticos en la última década. 13 Por cierto, la acumulación de vulnerabilidades importantes de carácter estruc-tural en materia de planificación, regulación e implementación de políticas en todos los sectores concernidos por la problemática energética nacional- que se expresa hoy en la pérdida del horizonte de autoabastecimiento hidrocarburífero y en una virtual inexisten-cia de patrones de regulación y de fijación de tarifas que respondan a criterios de justi-cia, razonabilidad y eficiencia- es el terreno objetivo, a la vez contextual y condicionante que permite que el planteo de la eficiencia energética como problema a resolver y como

13 Básicamente, nos referimos a las medidas tomadas en el subsector eléctrico en materia de incentivos al ahorro de energía en los consu-mos domiciliarios, sobre lo que ya han avanzado los países centrales en las últimas décadas. Peor, más allá de ello, no parece haber una po-lítica decididamente orientada a la búsqueda integral de mayor eficiencia en el uso de los recursos.


objetivo a perseguir esté más presente en el debate público sobre las políticas del sec-tor en nuestro país.Todo este esquema, finalmente, redundaría en la consolidación de la soberanía energé-tica, entendida como la capacidad de una comunidad para asegurar el suministro, sos-tenibilidad, acceso, sustentabilidad y aumento del margen de maniobra en un contexto de cooperación regional ampliada y profundizada a través de la integración energética y científico-tecnológica.


ANEXO I.

El Balance Energético Nacional constituye un instrumento de carácter general y siste-mático para la elaboración de planes orientativos y la toma de decisiones del sector. Por otro lado, hace posible comparaciones de la Matriz Energética Nacional a lo largo de los años, como así también, comparaciones a un momento determinado, con otros países de la región, o a nivel mundial.


ANEXO II.

Fuente: elaboración propia en base a datos de la Secretaría de Energía de la Nación y del Instituto Argentino de la Energía “General Msoconi”.

CUADRO 1.PETRÓLEO. EVOLUCIÓN EXTRACCIÓN, RESERVAS COMPROBADAS Y HORIZONTE DE RESERVAS.

198919901991199219931994199519961997199819992000200120022003200420052006200720082009201020112012

AÑOS

26,728,028,632,234,438,741,745,548,449,146,544,745,243,843,040,738,638,337,236,536,13533,333

EXTRACCIÓN (MILLONES DE METROS CÚBICOS)

344,6249,6267,6320,7352,4358,1379,4413,4416,7437,8488,3472,8457,7448,3425,2394,0349,1411,3415,9400,7398,2395390395

RESERVAS COMPROBADAS (MILLONES DE METROS

CÚBICOS)

12,98,99,4

10,010,2

9,39,19,18,68,9

10,510,610,110,2

9,99,79,0

10,711,211,011,0

10 9 10

HORIZONTE: RESERVAS/EXTRACCIÓN ( AÑOS)


ANEXO III.

CUADRO 2.GAS NATURAL. EVOLUCIÓN EXTRACCIÓN, RESERVAS COMPROBADAS Y HORIZONTE DE RESERVAS

198919901991199219931994199519961997199819992000200120022003200420052006200720082009201020112012

AÑOS

24,223,024,625,026,727,730,434,637,138,642,444,845,945,850,652,451,651,850,950,348,447,145,544,1

Extracción (Miles de Millones de Metros cúbicos)

743,9579,1592,9540,9516,7535,3619,3685,6683,8686,6748,1777,6763,5663,5612,5541,9439,0446,2442,0398,5378,9350330330

Reservas Comprobadas (Miles de Millones de Metros cúbicos)

30,725,224,121,619,419,320,319,818,417,817,617,416,614,512,110,38,58,68,77,97,8777

Horizonte: Reservas/Extracción (Años)

Fuente: elaboración propia en base a datos de la Secretaría de Energía de la Nación y del Instituto Argentino de la Energía “General Msoconi”.


BIBLIOGRAFÍA UTILIZADA.

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De Dicco, Ricardo y Bernal, Federico: “Avances en el Plan Energético Nacional”, en CLICET, octubre de 2010. http://www.cienciayenergia.com/Contenido/pdf/101010_radfb_arg.pdf

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Sohr, Raúl: Chao Petróleo. El mundo y las energías del futuro, Debate, Random House Mondadori SA, Santia-go de Chile, 2010.


SITIOS WEB RELEVADOS.

ORGANISMOS OFICIALES.http://www.mecon.gov.arhttp://www.energia3.mecon.gov.ar/home/ http://www.infoleg.gov.ar http://www.cepal.org/

PERIÓDICOS.Http://www.lanaciononline.com.arhttp://www.lapoliticaonline.com.arhttp://www.clarin.com.ar

CENTROS DE ESTUDIOS.Http://www.cienciayenergia.com http://www.iae.org.ar http://www.iapg.org.ar

El acuerdo YPF-Chevron. Puntos relevantes, cláusulas secretas y grandes dudas.Gustavo Lahoud - Noviembre 2013


I - BREVE CARACTERIZACIÓN DEL ESCENARIO MUNDIAL DE LOS HIDROCARBUROS.

La situación en el escenario energético mundial en la presente coyuntura, puede caracte-rizarse sucintamente a través de los siguientes rasgos:

•CrecientepujageopolíticaentredistintosEstadosnacionalesyempresaspe-troleras con el objetivo de garantizar el acceso a fuentes de recursos hidrocarburíferos en diversas zonas del planeta. •Altavolatilidaddepreciosligadaaunprocesodeespeculaciónfinancieraper-sistente en las áreas estratégicas de recursos naturales renovables y no renovables, con especial énfasis en los bienes hidrocarburíferos, minerales y alimenticios. •Problemáticasituacióndeescasezestructuralenmateriadesuministrodepe-tróleo, debido- en buena medida- al hecho de que la mayoría de los yacimientos opera-tivos del mundo registran niveles crecientes de extracción que los acercan a los picos de agotamiento natural de los reservorios. •Capacidadderefinaciónenpuntodesaturaciónenbuenapartedelosmerca-dos regionales de petróleo, lo cual ha llevado a encarar procesos de inversiones crecien-tes con el objetivo de aumentar la capacidad instalada de refino. •Interésmarcadoanivelmundialsobrelasposibilidadesquelaprospecciónyexploración submarina de petróleo y gas podrían generar en el crecimiento a largo pla-zo del horizonte de reservas probadas de hidrocarburos. Sobresale en esta área la perfor-mance productiva de Brasil y Noruega, dos de los grandes líderes mundiales en materia de desarrollo de cuencas offshore. •Planificacióndeproyectosdeexploraciónyextraccióndepetróleo y gas no convencional- crudos pesados y extrapesados, pizarras bituminosas, gas de arenas com-pactas, gas de arcillas (shale), entre otros- con la perspectiva de consolidar, en el mediano plazo, coeficientes de reposición relativos de reservas probadas y, simultáneamente, proyec-tos de explotación de las potenciales nuevas reservas que sean viables económicamente.

POR GUSTAVO LAHOUD

El acuerdo YPF-Chevron. Puntos relevantes, cláusulas secretas y grandes dudas.


Este último punto, el desarrollo de proyectos de exploración y extracción de recur-sos hidrocarburíferos no convencionales, ha adquirido, en estos años, una crecien-te relevancia en la planificación de las estrategias de prospección, exploración- es de-cir, desarrollo de pozos y campos- y extracción de las principales empresas del mundo.

En ese contexto altamente conflictivo y desafiante, la República Argentina ha apareci-do en el firmamento de esta nueva panacea mundial de los recursos no convencionales, como uno de los países poseedores de las mayores riquezas potencialmente comercia-lizables en las próximas décadas. A tal punto es así, que diversas fuentes como la Agen-cia Internacional de la Energía (AIE), el Departamento de Energía de los Estados Unidos y centros de estudios en materia energética en la Argentina, como el Instituto Argenti-no de Petróleo y Gas, sostienen que Argentina dispondría de recursos potenciales en gas y petróleo no convencional, que la posicionan como el segundo y cuarto reservorio res-pectivamente a nivel mundial. 1

II - YPF-Chevron: la situación energética nacional como contexto, puntos oscuros del acuerdo y las posibles cláusulas secretas.

Más allá de las advertencias existentes sobre las enormes diferencias entre la posesión de recursos hoy virtuales que habría que desarrollar luego de muchos años y grandes inver-siones de capital de riesgo para convertir una parte de ellos en reservas probadas, nos encontramos, súbitamente, en el centro de estos debates internacionales a partir de la firma del convenio entre YPF S.A. y la empresa estadounidense Chevron el pasado 16 de julio de 2013 con el objetivo de encarar un proyecto de plan piloto de quince meses en un área de 20 km2 denominada Loma La Lata Norte y Loma Campana en la formación Vaca Muerta de la cuenca neuquina.

Desde la firma de ese acuerdo y el posterior tratamiento legislativo en el mes de agosto de 2013 en la provincia de Neuquén, que concluyó el pasado 28 de agosto de 2013 con la aprobación de una controvertida extensión de concesiones en el área afectada y la pues-ta en marcha posterior del mencionado convenio, se han sucedido una serie de preocu-pantes intercambios de opiniones- que han trascendido al ámbito público- que se cen-traban en la posible existencia de cláusulas secretas y confidenciales en el convenio firmado entre YPF S.A. y la empresa Chevron.

Tanto los principales actores políticos neuquinos, como referentes políticos, especialistas en el área de hidrocarburos y movimientos sociales, sindicatos y pueblos originarios mo-

1 http://www.lanacion.com.ar/1623369-la-argentina-tiene-mucho-gas-y-crudo-pero-otros-paises-tambien?utm_source=n_tip_nota1&utm_medium=titularP&utm_campaign=NLEco


vilizados en contra de este acuerdo en la provincia de Neuquén, han sugerido- a través de sus mismos dichos y acciones- la existencia de graves anomalías en el acuerdo entre YPF S.A. y Chevron, que afectarían no sólo situaciones patrimoniales futuras de la provincia en materia de recursos, distribución de rentas y beneficios, sino que garantizarían excep-cionales condiciones económicas, financieras, cambiarias y jurisdiccionales a la empresa Chevron en orden a encarar el proyecto de plan piloto en Vaca Muerta.

En esa línea, el pasado 22 de octubre de 2013, el diario estadounidense The New York Times2, publicó una extensa nota en la que se referían concretamente a la existencia de cláusu-las de carácter confidencial que no han trascendido públicamente, cuyo objetivo sería el de garantizar, de manera permanente, el 50% de las ganancias netas de las explotaciones encaradas en el plan piloto a la empresa Chevron, aún si ésta decidiera no seguir adelante con todo el desarrollo de la inversión prevista, del orden de los 15.000 millones de dóla-res en los próximos 15 años. Ello supondría, además, la garantía de inmunidad ante posi-bles litigios de carácter patrimonial que YPF S.A. pudiera sufrir como producto del pro-ceso abierto en foros internacionales por la expropiación parcial de acciones a Repsol de España, como así también indemnidad absoluta ante posibles consecuencias económi-cas, financieras y medioambientales de la operación y un status privilegiado permanen-te en materia jurisdiccional, ya que la Argentina se comprometió a someter las cuestio-nes comerciales y financieras y las eventuales controversias futuras por el desarrollo del plan de inversiones a instancias jurídicas extranjeras, regidas por los tribunales de Nue-va York, en el primer caso y por la Cámara de Comercio Internacional con asiento en Pa-rís, en el segundo caso.

Ciertamente, estas noticias tuvieron una relativa repercusión en algunos medios de la Ar-gentina3 , aunque la misma se limitó a hacerse eco de la especia difundida por el medio de prensa estadounidense, en un contexto particular de cierre de campañas electorales para la elecciones legislativas del pasado 27 de octubre de 2013, situación que, tal vez, coadyuvó a que la reaparición pública del cuestionado acuerdo YPF-Chevron, pudiera li-mitarse en lo que respecta a sus efectos en términos de alcance comunicacional. Asimis-mo, ciertos medios de prensa vinculadas al oficialismo y la misma YPF emitieron informa-ciones y comunicados restando veracidad y relevancia a estas informaciones al tiempo que se cuestionaba la consistencia de la información en general y se negaba la existen-cia de cláusulas secretas.4

Sin embargo, más allá de todo ello, la posible existencia de cláusulas confidenciales en

2 http://www.infobae.com/2013/10/24/1518565-la-clausula-secreta-del-acuerdo-ypf-chevron

3 http://www.infobae.com/2013/10/24/1518565-la-clausula-secreta-del-acuerdo-ypf-chevron

4 http://www.pagina12.com.ar/diario/economia/2-232070-2013-10-25.html


torno a este acuerdo, se torna aún más preocupante cuando observamos que todos los pasos que se han dado en materia de política hidrocarburífera en la Argentina en los úl-timos años, han carecido de transparencia, consistencia y han estado atravesados por los criterios de la arbitrariedad, la irracionalidad y la excepcionalidad, propios de una con-cepción que hace de la emergencia pública y del estado de excepción, una regla de go-bierno permanente, que termina por dinamitar la institucionalidad, mediante la creación de instrumentos ad hoc que no hacen más que agravar el ya estructural problema del manejo y administración del sistema energético nacional.

Sin dudas, hay algunos aspectos relevantes en estas decisiones, que abonan lamentable-mente la posibilidad de la existencia de cláusulas de confidencialidad, más aún si se tie-ne en cuenta que esas decisiones respondieron a los patrones de improvisación y falta de transparencia arriba aludidos.

El primero de estos aspectos, alude al carácter de interés público que la misma ley de So-beranía Hidrocarburífera N° 26.741- aprobada en mayo de 2012 y por medio de la cual se estatizó parcialmente las tenencias accionarias de YPF- argumenta cuando se refiere al nuevo status que las actividades económicas de los hidrocarburos tienen en la República Argentina, ligando esta cosmovisión al objetivo de garantizar el abastecimiento de ener-gía para el desarrollo económico y proveer a una política de autoabastecimiento sosteni-do en un contexto de pérdida de suficiencia energética.

Estos aspectos, si bien reinstalan la idea fuerza del carácter público y estratégico de los hidrocarburos, quedan decididamente oscurecidos en la misma Ley de Soberanía Hidro-carburífera5 , ya que en su Artículo 15, se sustrae a la empresa a cualquier tipo de control y regulación públicas, por tratarse de una sociedad anónima de derecho privado, abriendo la puerta a la realización de actos administrativos que puedan garantizar la impunidad y la falta de transparencia vía la inexistencia de controles. Por ende, el carácter de interés público- fruto de la legislación y del proceso de expropiación- cede ante una nueva ano-malía que, a todas luces, es inadmisible desde el mismo criterio que señala la ley, y que se comprende cabalmente cuando se analizan las características de un controvertido acuer-do como el que YPF S.A. firmó con Chevron. En concreto, esta arbitrariedad y profunda contradicción en los términos mismos de la ley, habilitan, indudablemente, acuerdos que pueden ser lesivos al interés nacional y que se sustraen de las esferas de control público que debieran ser inexcusables por el tipo de actividades de que se trata y por el mismo involucramiento del Estado nacional en su dirección y gestión como representante de los intereses generales de todos los ciudadanos argentinos.

5 http://www.infoleg.gob.ar/infolegInternet/anexos/195000-199999/196894/norma.htm


Por otro lado, hay otros elementos que están detrás del acuerdo YPF-Chevron y que for-man parte también del entramado de decisiones controversiales que abonan la exis-tencia de posibles irregularidades vía la concesión de beneficios inconfesables. Nos re-ferimos, fundamentalmente, al dictado de un régimen de promoción de inversiones hidrocarburíferas superiores a los US$ 1.000 millones, que se creó a través de un Decreto- 929/20136 - publicado en el Boletín Oficial el pasado 15 de julio de 2013, un día antes del acuerdo firmado por YPF S.A. y Chevron. Esta insólita situación, propia de un traje a me-dida que permitiera dotar de cierto criterio de dudosa legalidad a todo lo actuado has-ta el momento, estableció un nuevo tipo de concesión para explotaciones no convencio-nales- aspecto que debería estar regulado por una ley y no por vía de decreto- y además otorgó concesiones en materia cambiaria, de comercio exterior y de disponibilidad futu-ra de divisas, en franca contradicción con lo decidido por la misma Administración en los últimos años en materia de controles de divisas, imposibilidad de efectuar giros de utili-dades al exterior de las compañías petroleras y mineras, mayores regulaciones de precios e intervenciones en el mercado.

Ahora, respecto a estas cuestiones emergentes del mencionado Decreto, formulamos al-gunas inquietudes adicionales:

•Eneláreasobrelaquesecomenzaráaencararconmayorintensidadlaper-foración y extracción- los 20 km2 iniciales y toda la extensión de 400km2- era Repsol YPF la que ostentaba los títulos de concesión, pero, ante la expropiación consumada en 2012 y, por cierto, no finiquitada como trámite administrativo, jurídico y, por ende, como acto político soberano en todo su sentido, ¿ no se corre el riesgo de que Repsol retome con mayor vehemencia su ofensiva, reclamando la nulidad del acuerdo ya que se estaría en-carando un proyecto extractivo en un área que está en litigio? No es una cuestión menor dado el panorama de alarmante inconsistencia e irresponsabilidad con el que actúa esta administración.

•Ligadoalinterroganteantesplanteado,¿quéreaseguroshabráplanteadoChe-vron en caso que un potencial reclamo de Repsol avance y logre enrarecer todo el proceso? Este costado del asunto es válido, dado el poco margen de maniobra que tiene la Argenti-na en esta particular coyuntura, ya que, al no haber cerrado el proceso expropiatorio y, por ende, reafirmado su voluntad soberana, ha quedado al arbitrio de los intereses de los de-más jugadores. Y, ante este escenario, lo que es indudable es que Chevron no va a compar-tir “costos adicionales” y será nuestro país el que cargue con otro costado ruinoso del acuer-do. Esto convalidaría la firme sospecha de que se ha asegurado la indemnidad a la empresa estadounidense incluso más allá de los términos conocidos públicamente.

6 http://www.boletinoficial.gov.ar/Inicio/Index.castle


•Otroelementorelevanteeselplazodelasconcesiones.ElDecretoemitidore-cientemente, se atiene a lo que marca la Ley 17.319 de Hidrocarburos, del año 1967, que, a la sazón, es la única ley vigente en la materia en la Argentina, aunque, en las últimas tres décadas, ha sufrido más de 200 modificaciones, desregulación mediante. En efecto, el plazo general de concesiones es de 25 años según la mencionada legislación, que pue-de extenderse por otros diez. Estos son los plazos que toma el Decreto como punto de re-ferencia para las nuevas concesiones de no convencionales y para otras que puedan ne-gociarse. Ahora, ¿cuál es el papel de la provincia de Neuquén de cara a este acuerdo? Esto es crucial, ya que según nuestra Constitución reformada y la famosa Ley Corta, al ser las provincias las que ostentan el dominio originario de los hidrocarburos, son las que pue-den, también, decidir sobre la extensión y plazos de las concesiones. En efecto, esto es lo que ocurrió el pasado 28 de agosto de 2013, con la aprobación de la ley provincial que extiende el plazo de las concesiones en el área de operación del proyecto piloto. La legis-lación provincial en materia de hidrocarburos, si bien replica los mismos plazos que la ley nacional para regular las concesiones, tiene las mismas lagunas en lo que respecta a nor-mativa a aplicar en el caso de recursos no convencionales.7 Esto significa que no existe a nivel nacional y provincial legislación específica sobre la explotación de este tipo de re-cursos, vacío legal que ha sido cubierto a través de un Decreto de dudosa legalidad en el plano nacional y de una particular e inexplicable “innovación” en el plano provincial.

•Porúltimo,elacuerdo,talcomosepresentóvíaDecretodelPoderEjecutivoNacional, es claramente inconstitucional. En principio, hay que advertir que el Poder Eje-cutivo ha hecho uso ilegal e ilegítimo de las facultades delegadas por el Congreso Nacio-nal, que eran preexistentes a la Reforma Constitucional, pero que caducaron en 2010 ya que no se prorrogaron por nuevos períodos. Asimismo, se establecen alteraciones en ma-teria de impuestos- por caso, lo que se sostiene en el Decreto sobre los derechos de ex-portación, que son eliminados sin más para un porcentaje del 20% de la potencial pro-ducción que se podría exportar de aquí a cinco años- que deben ser aprobadas en el ámbito legislativo. También, puede afirmarse que la Ley 26.741 de Soberanía Hidrocar-burífra, sancionada en mayo de 2012, no establece en su articulado delegación alguna sobre cuestiones atinentes a la potestad del Poder Ejecutivo Nacional para la firma de acuerdos con compañías nacionales o extranjeras en lo que respecta a la política hidro-carburífera y energética en general. Es más, es el Congreso de la Nación el que tiene la po-testad constitucional para la aprobación de acuerdos internacionales. Por ende, se podría afirmar que el Decreto está viciado de nulidad por manifiesta inconstitucionalidad.

7 En un reconocimiento explicito de la precariedad jurídico-normativa y político-institucional del acuerdo, las mismas autoridades neu-quinas han afirmado que, luego de la aprobación legislativa del convenio, se enviaría al parlamento local un proyecto de ley que establece-ría criterios normativos y económicos en relación a la explotación de los recursos no convencionales.


Sin embargo, si el mencionado Decreto 929/2013 se lo pone a la luz de la dirección y sen-tido de las decisiones tomadas desde fines de 2012 en materia energética, se comprende que ha habido un claro giro tendiente a convalidar las posiciones oligopólicas de los sec-tores dominantes en la actividad hidrocarburífera, vía recomposición de precios y seña-les futuras tendientes a la liberación de porcentajes de producción para su exportación, posibilidad de libre disponibilidad de divisas y giro de utilidades al exterior. En concre-to, un acuerdo como el firmado con Chevron, sólo es factible bajo este nuevo conjunto de medidas, lo cual instala en el panorama nacional en materia de hidrocarburos, un ho-rizonte de profunda debilidad en términos de margen de maniobra del Estado nacional, convirtiendo al mismo objetivo de soberanía hidrocarburífera en una auténtica quimera.

III - EL RECLAMO CONTRA CHEVRON EN ECUADOR Y SU PERFORMANCE PRODUCTIVA EN ARGENTINA.

Otra de las aristas significativas a tener en cuenta en este problemático acuerdo, es que la empresa con la que se ha firmado el convenio, afronta un escenario complejo, por lo menos, desde dos puntos de vista. Por un lado, el diferendo en Ecuador abierto a fines de los ‘90 por graves fenómenos de contaminación y degradación de suelos y recursos hídri-cos en las explotaciones que Chevron-Texaco desarrollaban en la selva amazónica. Esta demanda asciende hoy a los 19.000 millones de dólares y se recordará que una instancia judicial en Argentina había tomado la decisión de proceder al embargo de los activos de Chevron en la Argentina y, ante ello, primero la Procuraduría General de la Nación y luego la Corte Suprema de Justicia de la Nación, fallaron favorablemente a la posición de Che-vron afirmando que el embargo no procedía y que esta se trataba de una razón social di-ferente a la que empresa contra la que se accionaba en Ecuador.

Esta cuestión no es menor, ya que revierte la tradición jurisprudencial argentina en ma-teria de empresas transnacionales, en lo que se refiere a la identidad de intereses de la casa matriz y las subsidiarias, ya que tanto la Procuraduría como la Corte, sostienen que se trata de “sociedades constituidas en la República Argentina”, lo cual implicaría que tie-nen personalidad jurídica propia y, por ende, no serían pasibles de la aplicación de me-didas que podrían lesionar su capacidad patrimonial. En efecto, nuestra jurisprudencia había avalado el criterio según el cual era preciso correr el velo de la ficción jurídica así creada para ocultar la realidad del vínculo económico realmente existente entre las casas matrices y sus filiales. En tal sentido, el recordado fallo de la Corte Suprema de Justicia de la Nación en el caso Parke-Davis del 31 de julio de 1973, es uno de los antecedentes más contundentes en ese sentido. En concreto, esta grave anomalía en términos de reversión de la jurisprudencia argentina en casos que se vinculan con los intereses de grandes em-


presas transnacionales es consistente con las fuertes sospechas sobre las garantías de in-demnidad e impunidad que se les habrían otorgado a Chevron como consecuencia de la puesta en marcha del acuerdo.

A su vez, la empresa Chevron ostenta uno de los peores registros en términos de la sus-tentabilidad de toda su operatoria y demuestra que allí donde hay inexistencia de con-troles o extrema laxitud en el tipo de regulación gubernamental, la empresa sólo acu-mula un resultado de suma cero, en el que gana todo y nuestras comunidades pierden a costa de un extractivismo salvaje.Asimismo, en materia de su performance operativa, en un horizonte general de caía pro-ductiva acelerada en extracción de gas y petróleo, en el que todas las compañías han te-nido resultados negativos, Chevron no ha sido la excepción. Según lo publicado por la misma Secretaría de Energía, entre 2009 y 2012, la extracción de petróleo de Chevron de-clinó en un 35%, ostentando uno de las peores performances entre todas las empresas, incluso, si se la compara con Repsol cuando todavía controlaba YPF.

En ese lapso, la caída global en extracción petrolera orilló el 15% en el país. Este dato es muy relevante, más aun si se tiene en cuenta que Chevron se ubica entre el tercer y cuar-to lugar en extracción de petróleo, con un control de alrededor del 10% del mercado. Por su parte, en gas también tuvo un serio retroceso del orden del 50% en el período 2009-2012, aunque aquí la magnitud del desastre de todos los operadores es manifiesta, ya que en estos últimos cuatro años acumulamos una pérdida de 10% adicional al 50% que ya teníamos entre 2001 y 2008 en extracción de gas.

Téngase en consideración, que una de las cuencas en la que Chevron ha operado en los últimos años, la del Golfo San Jorge, es la que tiene todavía los mejores estándares de extracción y reservas en todo el país. Por eso mismo, su pésima performance producti-va es aún más estridente que la de Repsol, que era dominante en la cuenca neuquina y que fue, justamente, la que se expolió en los ’90 y la que, en consecuencia, ha tenido la mayor declinación desde la primera década del Siglo XXI en adelante. También es impor-tante tener en cuenta que el desempeño productivo de Chevron en la cuenca neuqui-na- en donde ostenta el control de la concesión de explotación del yacimiento El Trapial, uno de los más importantes del país- ha sido igualmente deficitario, lo cual deja al des-cubierto no sólo la carencia de planificación exploratoria intensiva, sino la pobre inver-sión en el desarrollo de campos y en recuperación secundaria y terciaria de petróleo en yacimientos maduros.

En línea con lo afirmado y en relación a las actividades de Chevron en la cuenca neuqui-na, hay un dato adicional que es contundente: en los últimos dos años, la provincia de


Neuquén revirtió 6 áreas que estaban concesionadas a Chevron en la cuenca, ya que su performance en exploración y extracción fue muy mala. De hecho, actualmente esta em-presa tiene el control de cuatro concesiones relevantes en términos extractivos, lo cual implica que la Argentina era considerada como un territorio casi marginal en su portafo-lio de inversiones mundiales.

IV - LA CUESTIÓN AMBIENTAL: OTRA ARISTA DEL ACUERDO.

Otro de los aspectos controvertidos del acuerdo YPF-Chevron en lo que respecta a la pro-vincia de Neuquén, es el vinculado a la problemática del control ambiental, situación que ha sido abordada en una presentación de inconstitucionalidad realizada el pasado 21 de agosto de 2013, por Rubén Etcheverry, quien fuera Presidente de la empresa provincial Gas y Petróleo de Neuquén. 8

En la presentación, se señala que mediante un Decreto, emitido previamente a la firma del Acta entre Neuquén e YPF, la provincia modificó los procedimientos vinculados al control medioambiental de actividades como la hidrocarburífera. En concreto, lo que se hizo fue eliminar el requisito de la elaboración del llamado Estudio de Impacto Ambien-tal (EIA)- que se requiere para cualquier tipo de actividad extractiva e industrial factible de generar externalidades negativas y en aplicación, por cierto, del principio precautorio, entre otros- y dejar en firme solo la elaboración de un simple Informe Ambiental sobre las actividades económicas que se encararán. Junto con ello, se crea una Comisión conjunta entre la provincia y la misma empresa YPF, que, supuestamente, sería el ente encargado de llevar adelante las acciones de control medioambiental.

Esta inadmisible y anómala situación, implica que la empresa operadora del proyecto (YPF) y que es la que debería ser controlada, asume, atribuciones de contralor. Es decir, la empresa es juez y parte en el asunto, lo cual es señalado claramente por Etcheverry en la demanda. A partir de estas graves irregularidades, el demandante pide a la Corte pro-vincial de Neuquén la suspensión del Acta Acuerdo firmada entre YPF y la provincia, por manifiesta inconstitucionalidad, ya que este “exceso reglamentarista” vulnera normativa tanto nacional (Constitucional y medioambiental) como la misma legislación provincial en materia medioambiental.

En efecto, señala la grave anomalía institucional que significa la ilegítima e ilegal atribu-ción de potestades en materia de ambiente y recursos naturales en las que, tanto la Legis-latura local como el Congreso nacional, deben decidir inexcusablemente. En todo caso, lo que aquí se denuncia en primer plano, es la aberrante decisión de vulnerar normati-

8 http://www.ieco.clarin.com/economia/Presentaron-inconstitucionalidad-Neuquen-Vaca-Muerta_0_979102400.html


va ambiental provincial y nacional vía un decreto que, en los hechos, reproduce lo que el Gobierno nacional ha hecho en materia de política hidrocarburífera en los últimos años. En ese sentido, el famoso Decreto 929- del pasado 15 de julio de 2013- por el que se crea el nuevo régimen de inversiones hidrocarburíferas, es parte también, como ya lo expusi-mos en ocasión del análisis del mismo, de este verdadero aquelarre y despropósito jurídi-co que es hijo directo de la administración de la política pública bajo los principios de la emergencia, la discrecionalidad, la opacidad y la provisionalidad.

Un detalle final sobre la fundamentación de los aspectos medioambientales realizados en esta demanda, es que, a través de las modificaciones irregulares que se denuncian, el Gobierno provincial omite la convocatoria a audiencia pública, que es un paso inexcusa-ble establecido en la legislación ambiental de la provincia ante la inminencia de la pues-ta en marcha de actividades extractivas como la hidrocarburífera. En efecto, los decretos 1162 y 1208- votados en el paquete del acuerdo enviado por el Poder Ejecutivo a la Le-gislatura- vulneran las mismas disposiciones vigentes en la Ley Provincial de Producción de Hidrocarburos, según las cuales se debe proceder a la realización de audiencias públi-cas para nuevas adjudicaciones de permisos y/o concesiones en materia de explotación de hidrocarburos, como así también realizar la reversión a la provincia de aquellas áreas en las que se hayan extinguidos los tiempos de la vigencia de las respectivas concesio-nes de explotación. 9

Todas estas anomalías explican claramente el porqué de la no intervención de la Comisión de Medio Ambiente de la Legislatura en el actual trámite legislativo, situación que fue debi-damente denunciada en la provincia por gremios y asociaciones contrarias a este acuerdo. También es importante destacar, que legisladores de distintos sectores de la oposición al Movimiento Popular Neuquino en la provincia, hicieron presentaciones judiciales destina-das a evitar el normal desarrollo del trámite legislativo por las graves anomalías detectadas en el acuerdo como para denunciar no sólo la posible inconstitucionalidad del mismo, sino la existencia de las ya mencionadas cláusulas secretas y/o confidenciales.

Sn embargo, hasta el presente, desde los estrados judiciales se han rechazado las presen-taciones para relevar el conjunto de las cláusulas o, en su defecto, aún no se han expedi-do sobre cuestiones de fondo reclamadas, como es el caso de las presentaciones por la inconstitucionalidad del acuerdo.10

9 http://www.ieco.clarin.com/economia/Presentaron-inconstitucionalidad-Neuquen-Vaca-Muerta_0_979102400.html

10 http://www.cronista.com/economiapolitica/YPF-Chevron-ya-son-tres-los-pedidos-legales-para-que-se-revele-el-contra-to-20130827-0056.html


V - ASPECTOS PRODUCTIVOS Y ECONÓMICO - FINANCIEROS DEL ACUERDO.

En este documento, hemos trabajado las distintas aristas que comportan la comple-ja problemática de la explotación de los recursos hidrocarburíferos no convencionales, abarcando las necesarias lecturas de carácter geopolítico mundial, regional y nacional, como así también las dimensiones medioambientales y las cuestiones vinculadas con el estatus legal tanto del régimen de inversiones creado a partir del Decreto 929/2013- pu-blicado en el Boletín Oficial el 15 de julio del corriente, un día antes de la comunicación pública del convenio con la empresa Chevron-, como de la extensión de las concesiones previstas en un área de 395 km2 de la formación geológica Vaca Muerta.

En todos estos aspectos, expresamos nuestra profunda preocupación por la irresponsa-ble celeridad en el tratamiento que tanto el Gobierno nacional como el provincial le es-taban dando a un proyecto que, en su trazo grueso, implica la vulneración de normativa medioambiental, la convalidación de un nuevo e ilegítimo accionar en materia de pró-rroga de concesiones y la cesión de jurisdicción soberana ante la probabilidad futura de controversias a partir de la implementación del acuerdo.

En ese contexto, y en relación a la puesta en marcha del denominado “plan piloto” previs-to en el convenio firmado por YPF y la empresa de origen estadounidense Chevron, es im-portante destacar los principales aspectos vinculados a la producción como así también al monto y plazos de las inversiones previstas, si nos atenemos a la documentación que los le-gisladores han tratado en el marco del Acta acuerdo. Es importante señalar que, a los efec-tos del presente informe, hemos realizado un relevamiento sobre las cuestiones más re-levantes en materia productiva y económica del plan piloto, lo cual implica que, dada la complejidad de la cuestión, pueden desarrollarse y profundizarse in extenso otras aristas desde los distintos ángulos posibles para describir y comprender el conjunto del acuerdo.

Un primer punto a destacar es que, a partir de la aprobación legislativa, se comenzaría a trabajar en lo que se conoce como “plan piloto”, que se desarrollará sobre un área de 20 km2, del total de 395 km2 previstos, en la región conocida como Loma La Lata Nor-te- Loma Campana. La inversión prevista en el primer año de duración de ese plan pilo-to- agosto 2013/julio 2014- es de unos 1.240 millones de dólares, que se destinarán a la perforación de unos 115 pozos dentro del área de 20 km2. Es importante tener en cuenta que, ya desde hace más de un año, YPF por sí sola comenzó a realizar perforaciones en la zona, y se calcula que ya ha invertido unos 500 millones de dólares y cuenta hoy con unos 14 equipos de perforación que se incrementarán hasta los 20 en el año de implementa-ción del plan piloto. Es por ello que, una parte del desembolso inicial que hará Chevron,


estará destinado a la cobertura del aporte financiero inicial realizado por YPF.

Un segundo aspecto importante, y que no se comenta en forma tan insistente, es que el “plan piloto” resulta fundamental para elaborar una estimación de la cantidad de hidro-carburos que podrán ser comercializables a partir de su extracción. En materia de explo-ración y extracción de gas y petróleo no convencional, debemos tener en cuenta que no todas las formaciones geológicas son iguales, tanto en lo que se refiere a la riqueza de materia orgánica presente - indicador fundamental de la posibilidad de encontrar hidror-carburos-, como al nivel de profundidad en el que se halla la llamada “roca madre gene-radora”, que es, justamente, la estructura que hay que romper a través de la hidrofractu-ra para que el gas y petróleo presente, pueda fluir para su extracción. Asimismo, puede haber variaciones en términos geológicos, geofísicos y geoquímicos entre las distintas áreas que pueden ser potencialmente explotables y ello es fundamental a la hora de de-terminar por dónde comenzar la explotación de este tipo de yacimientos. En concreto, en el caso del “plan piloto”, el área Loma La Lata Norte/Loma Campana- que se extiende por unos 395 km2- hay importantes recursos alojados en la roca madre a una profundidad promedio de 3.500 metros y la probabilidad de recuperar buena parte de los mismos, en este caso, está directamente relacionada con las propiedades geofísicas, geoquímicas y geológicas tanto de la roca madre como de los fluidos existentes.

Por ende, esta es una de las razones fundamentales por las cuales se ha seleccionado esta zona para comenzar con el denominado “plan piloto”. Ahora, esto no significa que toda la extensión de la formación geológica Vaca Muerta- que tiene unos 30.000 km2, de los cua-les, unos 12.000 km2 forman parte de áreas concesionadas a YPF- tenga idénticas proba-bilidades de recuperación de hidrocarburos, por lo menos al nivel que se requiere para justificar un proyecto de inversión de largo plazo. Y esta situación- que esencialmente tie-ne que ver con la caracterización geológica del terreno y la forma en que se presenta la roca madre como los fluidos existentes- es una de las razones fundamentales que hacen muy difícil y, por ende, más aleatoria, la elaboración de cálculos de reservas comprobadas a partir de los modelos matemáticos utilizados. En este caso, lo que sí sabemos en fun-ción de los documentos que han sido conocidos, es que tanto en los 20 km2- zona inicial del “plan piloto” a desarrollarse en el año- como en los 395 km2, existen probabilidades muy importantes de recuperar buena parte de los recursos contenidos en la roca a par-tir de los nuevos procedimientos tecnológicos a implementar a través de la hidrofractura.

Es por ello que, aun en los Estados Unidos- donde se ha desarrollado plenamente el pro-ceso fracking desde hace más de veinte años- las estimaciones de reservas comprobadas de los recursos no convencionales existentes, no alcanzan los niveles de certeza suficientes como para ser contabilizadas fehacientemente como tales, no obstante lo cual, se ha en-


carado en todo el país una explotación a gran escala, que ha generado fuertes controver-sias no sólo por los niveles de emisiones de gases contaminantes, los acuíferos poluciona-dos y las filtraciones en las estructuras de extracción por fallas en el revestimiento de los pozos, sino por la sostenibilidad de la ecuación económico-financiera de un tipo de explo-tación que, en función de las características geológicas diversas de las formaciones, condi-cionará los resultados comerciales obtenidos, lo cual implica que el horizonte de vida de los pozos variará en función de esas formaciones y de la tasa de recuperación de recursos. Es por ello que, para que este tipo de explotación logre sostener niveles de extracción que justifiquen los montos de inversiones requeridos, se necesita ampliar exponencialmente las áreas a perforar y los proyectos a encarar, con las acumulativas consecuencias en mate-ria medioambiental que, por cierto, se tornan catastróficas a medida que pasan los años.

A partir de estas cuestiones que son relevantes para entender ante qué estamos en nues-tro país, pasemos a un tercer punto, que tiene que ver con las expectativas extractivas in-volucradas en el “plan piloto”. Los 115 pozos a perforar durante el primer año constituyen la primera parte de un proceso inicial que culminará al quinto año, que es el punto críti-co en el que el proyecto comenzaría a garantizar los niveles de extracción de petróleo y gas que harían sostenible su explotación hasta el 2048, es decir, por un total de 35 años, que es justamente el plazo que tendrá la prórroga de la concesión. Es importante desta-car que este “plan piloto” prevé la extracción tanto de shale oil como shale gas, aunque el gas que se extraerá aquí está más bien asociado al petróleo que se obtendrá. Esto signi-fica que de este proyecto se espera extraer esencialmente petróleo a partir de las carac-terísticas de la formación.

Veamos esos números entonces. En el primer año del proyecto – con 115 pozos- estaría-mos ante una extracción de 10.000 barriles/día de petróleo, cifra que se incrementaría sustancialmente hasta llegar a un horizonte de 70.000 barriles/día en el quinto año de de-sarrollo. Esto implica que, entre el primer y quinto año, deberán ponerse en producción un total de 900 pozos perforados. Aquí aclaramos que, desde el segundo año, comenza-ría el desarrollo masivo, lo cual implica que ya se operará sobre los 395 km2 que forman parte de toda el área a desarrollar hasta 2048. Luego del quinto año, se abre la etapa que podríamos considerar la “crema del proyecto”, que se extiende entre el año 6 y el 14 del acuerdo, es decir, entre 2019 y 2027. Ese es el período en el que las proyecciones señalan los picos de extracción tanto en petróleo como en gas.

En concreto, en el período de nueve años entre 2019 y 2027, se prevé una ex-tracción de 75.000 barriles/día de petróleo, lo cual implica- a valores actualiza-dos- un 35% de la extracción diaria de petróleo que tiene YPF, mientras que, en


(1) BOE: millones de barriles equivalentes de petróleo. Incluye petróleo y gas.Fuente: elaboración propia en base a documentos del Acta Acuerdo YPF- Provincia de Neuquén.

Asimismo, el cálculo de flujo de caja proyectado, indica que hacia el quinto año comenza-rán a registrarse utilidades que crecerán sostenidamente a tal punto que, en el año nueve del proyecto- hacia 2022- se amortizaría el conjunto de costos operativos, mientras que, hacia la finalización de los próximos siete años- entre 2023 y 2029- se obtendrían flujos de caja acumulados del orden de los 8.500 millones de dólares.

A su vez, entre el año 6 y el 14 del proyecto, se estimarían ingresos por ventas de hidro-carburos - según fuentes oficiosas - por un promedio cercano a los 3.200 millones de dólares anuales, mientras que la provincia de Neuquén captaría algo más de 500 millo-nes por año en concepto de regalías, ingresos brutos y otros tributos. Sin embargo, aquí debemos mencionar que estos números pueden variar en función de la convalidación de

Etapa PilotoAño 1

Desarrollo Masivo Años 2 a 35

Total Proyecto

INVERSIONES, COSTOS, PRODUCCIÓN Y CANTIDAD DE POZOS.

InversionesCostos operativosProducciónCantidad de Pozos

Mill. USDMill. USDMill. BOE (1)

#

1.1467711

115

15.360 9.364

7821.562

16.5069.441

7941.677

relación a la provincia de Neuquén, representaría el 70% de la extracción ac-tual de crudo realizado por todas las operadoras. En el caso del gas, la expecta-tiva es mucho menor, ya que en el período indicado, se obtendría un plateau de producción ( promedio) de unos 3,5 millones de m3/día, lo que representa no más del 12% de la extracción actual de YPF y un 7% de la extracción de gas de la provincia de Neuquén.

Téngase en cuenta que, durante los quince años transcurridos entre 2013/2014 (plan pi-loto) y 2028, se perforarán 1677 pozos, de los cuales, 1188 serán verticales y 489 horizon-tales. En ese período, se desarrollará el conjunto de las inversiones previstas, que com-prenden unos 15.360 millones de dólares- que se suman a los 1.146 del primer año-, con costos operativos totales de 9.441 millones de dólares en todo el período.


nuevas condiciones de precios para la comercialización de gas, petróleo e hidrocarburos, situación que es altamente probable a partir de las decisiones tomadas por el Gobierno nacional en los últimos tiempos. Por su parte, habría que ver en qué queda la “promesa” del Gobierno nacional sobre la inversión de más de 1.000 millones de pesos en distintas obras de infraestructura social que sería parte de la “compensación” por la aprobación del proyecto por parte de la Legislatura neuquina.

Es importante resaltar que, a partir del año 15 del proyecto, es decir, hacia 2028, comien-zan a declinar irremediablemente los valores de extracción de petróleo y gas, aunque du-rante unos 12 años- hasta 2040- se registrarán valores de extracción nada despreciables.

Como se puede apreciar, se trata de un tipo de ecuación económico-financiera a la me-dida de un típico proyecto extractivista, con su cénit de producción bien marcado y con cláusulas de operación en los contratos que requieren de enorme facilidades-como las otorgadas- para que las empresas como Chevron estimen la oportunidad y conveniencia de encarar un proyecto de estas características.

Asimismo, pensemos que estos números no se proyectan en el vacío, sino que están enmar-cados en un contexto muy favorable de convalidación de rentabilidades vía precios que el Gobierno nacional ha encarado sistemáticamente como “política de Estado” en materia de hi-drocarburos durante todo este tiempo. En este caso, nos referimos concretamente al aumen-to del precio interno del barril de petróleo- que hoy está en unos 75 dólares promedio- y al precio de gas en boca de pozo, al que se le reconoce una remuneración de 7,5 dólares por mi-llón de BTU si es resultado de nuevos proyectos que agreguen oferta al mercado.

Estas políticas de precios, sumadas a las liberalidades que se han otorgado a tra-vés del Decreto 929/2013, conforman condiciones más que favorables para que grandes jugadores internacionales como Chevron realicen una evaluación po-sitiva sobre la factibilidad de encarar inversiones que son altamente benefi-ciosas desde todos los puntos por donde se la mire. A su vez, este conjunto de inconsistencias, arbitrariedades y anomalías que se han descrito en lo que respecta al acuerdo, son las que habilitan la probabilidad de la existencia de las llamadas cláusulas secretas en el convenio madre entre YPF y Chevron Corp.

Con seguridad, y si este proyecto avanza finalmente, veremos la convalidación de nuevos precios internos del barril de petróleo, que harán aún más redituable proyectos de estas características, ya que, o por vía de exportación o por mayor oferta al mercado interno, se les garantizará renta que, si no mediara este accionar ruinoso por parte del Estado nacio-nal, no captarían en modo alguno.


VI - CONCLUSIONES: LA OMINOSA SOMBRA DE LAS CLÁUSULAS SECRETAS.

El complejo entramado de aristas y problemáticas referidas al acuerdo YPF-Chevron que hemos descrito y analizado en este informe de investigación, conforman un corpus de graves anomalías de carácter jurídico, ambiental, económico y, fundamentalmente, de carácter político institucional. Y, más grave aún es que, bajo las sombras de estas groseras anomalías e inconsistencias, se proyectan inquietantes concesiones que podrían corpo-rizarse bajo estas cláusulas secretas o confidenciales.

Sobre las mismas, hemos estado sobrevolando en cada una de las secciones del docu-mento, ya que, desde nuestra óptica, sostenemos la hipótesis que las intrínsecas debili-dades del convenio y las vulnerabilidades que impone a la República Argentina, son las que crean las condiciones efectivas y conducentes para la existencia de probables conce-siones que, por su gravedad, deben mantenerse en estricto secreto.

En efecto, la posibilidad que la empresa estadounidense Chevron pueda ostentar el 50% de los beneficios netos de las explotaciones realizadas en el marco del Plan Piloto hasta el término de la concesión en el año 2048, aún cuando hubiera decidi-do retirarse del desarrollo del proyecto de inversión en los próximos 15 años, configura-ría una concesión inédita en la historia moderna del desarrollo de la industria hidrocar-burífera en el mundo.

A su vez, la cesión de jurisdicción soberana ante la eventualidad de controversias futu-ras, en un contexto en que la República Argentina, bajo la actual administración, jamás ha decidido repudiar las nefastas consecuencias que los Tratados Bilaterales de Inversión (TBI) han tenido sobre nuestra soberanía política y económica en los últimos veinte años, comporta la convalidación de estructuras de decisión foráneas, que lesionan gravemen-te la soberanía de nuestro país sobre sus recursos naturales, al tiempo que reafirma la su-jeción ante tribunales internacionales conformados en el marco del sistema económico-financiero dominante dolarcéntrico, situación que la Argentina jamás ha repudiado vía el retiro de organismos como el CIADI o la nulidad de los Tratados Bilaterales de Inversión.

En este contexto, la persistente inquietud sobre la existencia de estas cláusulas se-cretas incluidas en el acuerdo firmado entre YPF S.A. y Chevron, refieren tanto a cues-tiones patrimoniales, de distribución de beneficios futuros, de afectación de rentas potenciales y de aspectos de orden jurisdiccional, que, de corroborarse, lesionarían gravemente la soberanía nacional y comportarían aberrantes, escandalosas y humi-llantes concesiones sobre el patrimonio común de todos los argentinos.


Una vez más, estamos ante la amenaza del inicio de un nuevo ciclo extractivista que, de consolidarse con nuevos proyectos de estas características, podrían llevarnos a un es-cenario de consecuencias desastrosas, que se medirían no sólo en términos medio am-bientales acumulativos, sino en pérdida de margen de maniobra soberana- por las ruinosas concesiones ya conocidas y las inquietantes cláusulas confidenciales de probable existencia- y en un reforzamiento de una matriz energética altamente de-pendiente de los hidrocarburos con la imposibilidad de desarrollar un esquema de diversificación del riesgo de seguridad energético a partir del cambio de la matriz de generación.

Y todo, bajo el argumento de la doble recuperación del autoabastecimiento ener-gético y de la soberanía hidrocarburífera.

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