El presidente electo Javier Milei reconfirmó en las últimas horas, luego de ser electo, la reprivatización de la petrolera YPF. “Primero hay que recomponerla”, sostuvo el libertario para justificar el remate de la firma estatal. Más allá de la cotización bursátil, que lleva un rezago en sus balances de un año, la firma se encuentra en el centro de los principales desarrollos en petróleo, gas y litio.
En cuanto producción total de petróleo, existen 54 operadoras de pozos, aunque el 48 por ciento lo extraído en crudo y refinado. En gas avanza la producción de la plataforma austral, que en dos años adicionará 10 millones de metros cúbicos diarios de producción. Actualmente, Vaca Muerta está produciendo más gas en 2023 que durante 2022, lo que le permitió reemplazar importaciones energéticas.
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“Todo lo que pueda estar en las manos del sector privado, va a estar en las manos del sector privado”, fueron las palabras del presidente electo en varias entrevistas radiales. Sin embargo, el camino que deberá atravesar el libertario para vender a la principal compañía de energía y una de las más grandes del país será arduo, sin contar con los recursos que administra la compañía estatal, que pertenecen a las provincias, como los que se ubican en el yacimiento de gas y petróleo shale de Vaca Muerta y el litio. Pero, además, encuentra a la compañía inversa en numerosos de exploración y explotación de hidrocarburos.
Sector gasífero
La explotación, exportación y uso del gas son clave por sus implicancias macro- económicas; a su vez, es el factor de transición energética por excelencia en este siglo XXI. Analizando cuestiones como tipos de yacimientos, empresas que más producen y consumos de divisas mediante importaciones de gas podemos plan-tear un escenario descriptivo bastante conciso del sector.
“La producción de gas total sigue aumentando, explicado por el aumento de la producción en los yacimientos no convencionales (Vaca Muerta). Durante agosto se registró la producción mensual más alta del año. La producción proveniente de yacimientos convencionales se mantiene estable, con tendencia a ir decreciendo”, señala un informe del Observatorio de Coyuntura Internacional y Política Exterior (OCIPEX).
En el acumulado del corriente año la explotación de gas offshore representó el 17 por ciento de la producción total, y se espera que la participación de la misma se reduzca en el tiempo por el crecimiento que viene teniendo la producción en yacimientos no convencionales. La producción en la plataforma Austral se mantiene constante, y para inicios de 2025 se proyecta que una nueva plataforma entre en operación, Proyecto Fénix de Total Austral, adicionando 10 millones de metros cúbicos por día a la producción de gas.
Habiendo 54 productoras de gas, YPF sigue siendo el mayor productor individual del país, aunque Total Austral se sigue acercando mes a mes. Entre ambas explican casi el 50 por ciento de la producción total, y entre las 6 mayores productoras concentran el 85 por ciento de la producción de gas del país.
De todos modos, la importación de GNL es varias veces más alta que la de GNG. “Esta situación va a modificarse a partir de 2024 debido a que el gobierno de Bolivia ya confirmó que a partir del 2024 no podrá garantizar el suministro de gas a Argentina, debido al declino en la producción de sus campos gasíferos y en octubre Enarsa recibió tres ofertas en la licitación para las obras del reversión del Gasoducto Norte, por parte de BTU, Pumpco y Techint-Sacde”, detalla el documento.
Está obra es fundamental para reemplazar el gas de Bolivia con gas proveniente de la cuenca Neuquina. Sin embargo lo más relevante es la comparación interanual, la importación de gas natural licuado (GNL) en el período marzo-agosto consumió 800 millones de dólares menos que en el igual período del año pasado. Esto se debe a que Vaca Muerta está produciendo más gas en 2023 que durante 2022, lo cual permite reemplazar importaciones.
También se inauguró el primer tramo del GNK durante julio, lo que permite evacuar una mayor cantidad de gas desde la cuenca neuquina y transportarlo hasta los grandes centros de consumo.
“Se puede observar claramente que salvo mayo y junio, las exportaciones descendieron en relación al año 2022, debido a un verano con temperaturas extremas, que incluso se extendieron hasta abril, lo que obligó a desviar gas, que usualmente se destina a exportación en esa temporada, a generación eléctrica, para abastecer el alto consumo energético de los hogares”, detalla OCIPEX. Además, en julio se terminó el primer tramo de GNK, lo que permitió en agosto reemplazar el gas importado consumido en los grandes centros urbanos por gas local. Ante el anterior cuello de botella, el gas producido en exceso era exportado.
Sector petrolero
Se puede observar claramente que salvo mayo y junio, las exportaciones descendieron en relación a 2022. Este año tuvimos un verano con temperaturas extremas, que incluso se extendieron hasta abril, lo que obligó a desviar gas, que usualmente se destina a exportación en esa temporada, a generación eléctrica, para abastecer el alto consumo energético de los hogares.
En julio se terminó el primer tramo de GNK, lo que permitió en agosto reemplazar el gas importado consumido en los grandes centros urbanos por gas local. Ante el anterior cuello de botella, el gas producido en exceso era exportado. La tendencia se mantiene: la producción proveniente de yacimientos convencionales gradualmente se va reduciendo, en tanto que la proveniente de yacimientos no convencionales mantiene su senda de crecimiento permanente.
La producción de no convencional se acerca a la de convencional y en un corto/mediano plazo la va a superar debido a la ampliación en proceso del Oleoducto del Valle, que conecta Neuquén con Bahía Blanca. Para agosto de 2024 se prevé ampliar la capacidad del mismo a 346.000 barriles por día.
Una vez terminada esta obra, se proyecta una obra adicional de 11 meses de duración, que llevará la capacidad del mismo a 452.880 barriles, aunque dependerá de la decisión que toma Milei. El Oleoducto Trasandino ya se encuentra operativo, y en octubre se prevé que se termine de construir el oleoducto Vaca Muerta Norte, lo que en combinación con el primero permitirá exportar hasta 110.000 barriles diarios a Chile.
En junio 2023 se exportó 198 millones menos que junio del 2022, pero esta diferencia se debe principalmente a la diferencia en el precio del barril (122 contra 74 dólares); en cambio para julio y agosto vemos que hubo un crecimiento en las exportaciones en comparación interanual, en simultáneo con un menor valor del barril de petróleo de referencia, lo que nos indica que el aumento se debió a un incremento de las cantidades exportadas. “El acumulado anual es de 2,3 mil millones de dólares de exportaciones de petróleo, monto similar al del año 2022. Esto se debe a que las obras que permitirán aumentar las cantidades exportadas aún no están concluidas”, concluye sobre el tema el informe.
Explotación de litio
Argentina es el cuarto productor de litio en el mundo con 37 mil toneladas anuales luego de Australia, Chile y China. China, Japón y Corea consumen el 90 por ciento del litio mundial por lo que la demanda está traccionada principalmente por estos países.
Para los próximos años se espera que la demanda de litio aumente exponencialmente, traccionada principalmente por la electromovilidad. Las estimaciones afirman que a 2030 la producción global de litio no alcanzará para abastecer la demanda.
Actualmente Argentina cuenta con tres proyectos explotando y exportando carbonato de litio y cloruro de litio: 1) el proyecto Fénix, en la provincia de Catamarca en el Salar del Hombre Muerto cuya propiedad es de la empresa Livent de capitales estadounidenses; 2) el proyecto Sales de Jujuy, en la provincia de Jujuy en el Salar de Olaroz, cuya propiedad es de la empresa australiana Allkem, de la japonesa Toyota y de la empresa provincial JEMSE y 3) el proyecto Cauchari-Olaroz, también en la provincia de Jujuy cuya propiedad es de la empresa canadiense Lithium Americas Corp, Ganfeng Lithium de China y JEMSE.
“Hay otros 37 proyectos en cartera de los cuales 5 están en construcción, 5 están en la etapa de evaluación económica, 20 en exploración avanzada, 2 en factibilidad y 2 en prefactibilidad”, según el relevamiento del informe. De acuerdo con cifras oficiales, en lo que va del año Argentina lleva exportado 537 millones de dólares FOB.
En el mes de agosto las exportaciones se redujeron en 27 millones de dólares, incluso habiendo ingresado en operación una tercera empresa exportadora de litio, Minera Exar que opera en el Salar Olaroz en Jujuy. Más del 60 por ciento de nuestras exportaciones se destina a dos países: China y Estados Unidos.
La idea privatizadora
El 2024 promete un ingreso de fuerte de divisas por parte de la energía. En el caso de la administración de Milei, se presentan dos oportunidades: administrar desde el Estado ese ingreso de divisas como parte de una administración nacional de esos recursos o vender esos activos. En ambos casos recibirá el fondeo necesario para sus planes de dolarización y garantía para conseguir divisas en el mercado internacional.
Para que el gobierno de La Libertad Avanza (LLA) pueda vender las acciones de YPF deberá presentar un proyecto de privatización y conseguir una mayoría parlamentaria en el Congreso, algo que el gobierno electo por el momento no tiene. Milei debería además intentar derogar la Ley 26.741 de expropiación del 51 por ciento de las acciones de YPF de 2012, cuando estaban en manos de Repsol. Luego, el nuevo gobierno tiene que aprobar su propio proyecto de privatización en ambas cámaras.
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El libertario afirmó en campaña que la privatización de la petrolera no podrá hacerse de inmediato. Primero, la intención de LLA es que la compañía pueda aumentar su valor bursátil. Este lunes, si bien fue feriado en la Argentina, los papeles (ADR) de la compañía en la Bolsa de Nueva York subieron alrededor de un 40 por ciento, en sintonía con otras acciones del país que cotizan en Estados Unidos.
La privatización podría tener que ver con la puesta en valor y venta de las distintas divisiones estratégicas que tiene YPF, como en generación de energía con YPF Luz, en el sector del campo con YPF Agro (fertilizantes), su participación en Y-TEC junto al Conicet, YPF Digital y con sus acciones en Metrogas (YPF es la controlante) y Profertil.
El verdadero valor de YPF
La formación de hidrocarburos no convencionales de Vaca Muerta alcanzó un récord histórico de fracturas en el mes de septiembre, una variable que sirve para analizar el nivel de actividad del shale de Vaca Muerta. La compañía con mayoría accionaria estatal sigue siendo la gran protagonista del shale de la cuenca Neuquina.
Durante septiembre las petroleras concretaron en total 1.398 fracturas hidráulicas, superando el anterior récord de 1.380 de julio de este año. YPF marcó el ritmo con casi el 50 por ciento de la actividad de Vaca Muerta con 663 fracturas en el mismo mes. El nivel de fractura es una muestra de la producción futura de hidrocarburos para los próximos dos o tres meses. Es decir, que las fracturas registradas en septiembre van a determinar la producción de los pozos en noviembre y diciembre.
En concreto, en septiembre las fracturas en Vaca Muerta crecieron un 12,4 por ciento respecto a agosto del mismo año, que tuvo 1224 y una suba de 1,3 por ciento sobre julio de 2023. En una comparación interanual, el ritmo del shale en Neuquén en septiembre fue un 29,5 por ciento mayor al mismo mes de 2022.
La operadora con más actividad de Vaca Muerta es YPF. Esta tendencia se repite mes a mes. En septiembre, de las 663 fracturas, la compañía de bandera realizó 391 con la empresa de servicios petroleros Halliburton y 272 con Schlumberger. Si bien en agosto YPF había hecho 597 fracturas, en julio había alcanzado las 776. En lo que va del año, YPF realizó 5385 fracturas en el shale de Vaca Muerta y casi llega a las 5566 fracturas que realizó en todo 2022. Seguramente este año YPF supere ampliamente el ritmo de actividad que tuvo en Vaca Muerta el año pasado.
Milei reconoció que los recursos de la formación de hidrocarburos no convencionales de Vaca Muerta, de los más importantes del mundo, son de Neuquén (reforma constitucional de 1994), pero “le buscás la forma de privatizarlos, cuál es el problema”, en referencia a la venta de la petrolera estatal.
La experiencia privatizadora
La caída de la producción entre fines de los 90 y el año 2011 se debió principalmente a la estructura totalmente desregulada en el sector Upstream. Esta caída de la producción de hidrocarburos implicó un impacto negativo en la balanza de pagos del país por la necesidad de importar productos energéticos.
“La recuperación parcial de YPF luego de 2012 fue consecuencia de tres hechos que cambiaron el paradigma del sector: la participación del Estado en la actividad, a través de YPF luego de la expropiación, los planes de incentivos a la producción a través de la implantación de precios diferenciales y la viabilidad de la explotación de recursos no convencionales”, destaca un informe del Centro de Economía Política Argentina (CEPA).
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Vaca Muerta logra convertirse en un yacimiento de enorme potencial para Argentina en virtud de una decidida política de inversión estatal de la mano del rol de la YPF estatizada. La curva de aprendizaje experimentada por YPF en la primera etapa de explotación de estos recursos impulsó el ingreso de más operadoras, generando un impacto positivo en términos de producción.
Es importante destacar que la enajenación de YPF no se inició en los años 90. Una de las políticas de la dictadura militar de 1976 fue desmantelar la firme estructura estatal de la empresa en favor de los capitales privados, como explican Mariano Barrera y Eduardo Basualdo (2015).
La estrategia adoptada para desarticular a las empresas estatales fue la de las privatizaciones periféricas, diseñada por el entonces ministro de Economía José Alfredo Martínez de Hoz, que consistió en la gradual transferencia de las actividades de las empresas públicas hacia el sector privado de capital local a través de contratos de obras y servicios.
Esta mayor participación del sector privado en la actividad estatal resultó en una reducción importante de personal de YPF, con cesiones de alrededor de treinta zonas de explotación petrolífera. Simultáneamente, aumentaron los contratos de servicios a terceros con costos superiores a los originales, lo que devino en un fuerte déficit contable que se profundizó en los años del gobierno de facto y continuó durante el retorno de la democracia.
A pesar de ello, no se pudo llevar a cabo una privatización completa debido a oposiciones dentro del mismo partido militar y de los sectores del capital oligopólico. Esto permitió que continuara la base legal que protegió la regulación de la actividad hasta el final de los años 80. Existió entonces un plan de subordinación de YPF al modelo de acumulación basado en la valorización financiera (1976-2001) sin llegar a su privatización total. Este plan encontró su segundo hito en la década de los 90, con la administración menemista y la profundización del modelo privatizador.
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