El futuro de YPF tras la nacionalizacion

29.06.2012

NUEVA YPF, NUEVAS INCÓGNITAS

La decisión del gobierno argentino de expropiar YPF abre una serie de interrogantes sobre el futuro del sector hidrocarburífero en ese país. Para algunos influirá negativamente sobre las decisiones de los inversores extranjeros en Argentina. Para otros es la receta para salir del déficit comercial. Por ahora lo único cierto es que nadie sabe de dónde provendrán las inversiones para convertirla en una empresa rentable y competitiva.

J.D. Rockefeller fundador de la Standard Oil solía decir que “el mejor negocio del mundo es una compañía petrolera bien administrada, y el segundo mejor negocio del mundo es una petrolera mal administrada”. El concepto parece ambiguo, sin embargo sirve para entender el interés de los gobiernos en expropiar y nacionalizar empresas dedicada a la exploración y explotación de crudo. El caso de Repsol YPF no fue la excepción a esta regla.

Con poco margen para el error y en medio de negociaciones casi estancadas Repsol inició el difícil camino para llevar a un arbitraje la nacionalización de YPF . Mediante una carta enviada a la Presidenta argentina, declara la existencia de una controversia en la expropiación del 51 % de la petrolera. Este paso, el primero para llevar el caso a un arbitraje internacional, es previo a una demanda ante el Ciadi. La petrolera española considera que la actuación del Gobierno argentino vulnera el Tratado de Promoción y Protección de Inversiones y que esta controversia debe dirimirse ante el Centro Internacional de Arreglo de Diferencias Relativas a Inversiones (Ciadi) del Banco Mundial. La compañía que dirige Antonio Brufau reclama 10.500 millones de dólares por la nacionalización de sus acciones en la petrolera, aunque el gobierno argentino ya advirtió que no pagará un centavo.

A partir de ahora se abre un plazo de seis meses para que ambas partes intenten llegar a un acuerdo antes de que Repsol presente definitivamente una demanda arbitral ante el Ciadi.

De iniciar Repsol un arbitraje en el ámbito del CIADI, sería la quincuagésima vez que Argentina se enfrenta a un procedimiento de este tipo desde el año 1997. No se trataría tampoco de la primera vez que inversores españoles recurren al CIADI para proteger sus inversiones en Argentina, puesto que existen varios precedentes (Gas Natural SDG, S.A. c. Argentina, Caso CIADI nº ARB/03/10; Interagua Servicios Integrales de Agua S.A. c. Argentina, Caso CIADI nº ARB/03/17; Aguas Cordobesas S.A. c. Argentina, Caso CIADI nº ARB/03/18; Sociedad General de Aguas de Barcelona S.A. y Vivendi Universal S.A c. Argentina, Caso CIADI nº ARB/03/19; Telefónica S.A. c. Argentina, Caso CIADI nº ARB/03/20; Enersis S.A. y otros c. Argentina, Caso CIADI nº ARB/03/21; Urbaser S.A. y Consorcio de Aguas Bilbao Biskaia, Bilbao Biskaia Ur Partzuergoa c. Argentina, Caso CIADI nº ARB/07/26; y Teinver S.A., Transportes de Cercanías S.A. and Autobuses Urbanos del Sur S.A., Caso CIADI nº ARB/09/1

LEY 26741

Con 207 votos a favor y 32 en contra, la Cámara baja convirtió en ley el proyecto que establece la recuperación del control estatal sobre la petrolera. Así, se declara “de utilidad pública y sujeto a expropiación el 51 por ciento del patrimonio de YPF S.A.”. La medida fue impulsada por la Presidenta de la Nación, Cristina Fernández de Kirchner. De esta manera, el capital accionario de YPF queda constituido de la siguiente manera: 26% Estado nacional; 25% Diez Estados provinciales; 25,0% Grupo Eskenazi; 6,0% Repsol; 6% Banca Lazard Freres (francés); 5% Banca Eton Park (Goldman Sachs, Mindich y Rosemberg); 5% de inversores no identificados –entre los que está PEMEX y otras petroleras y 2% Grupo Werthein en Bolsa de Valores de Buenos Aires.

La ley 26741 aprobada por el Congreso Nacional argentino que permitió la expropiación de la petrolera, según Daniel Montamat, economista y ex secretario de Energía de Argentina- no nace producto de una estrategia de largo plazo, ni de la decisión de consensuar una política de estado para el sector de energía. “Nace a las apuradas para decidir la expropiación de YPF, asociando este acto con la necesidad de recuperar el autoabastecimiento energético. El país perdió el autoabastecimiento energético porque durante estos 9 años de gestión kirchnerista entrampó la energía en el corto plazo. Por señales de precios, reglas de juego y falta de planes de largo plazo, las empresas sobreexplotaron lo que estaba en producción e hicieron mínima inversión exploratoria. . A la YPF privada, desde 1999 española, y desde el 2007 “argentinizada” la comprenden esas generales.”, sentenció.

En opinión del especialista esta ley nace con dos vicios congénitos. 1) Asocia la operación de toma de control de YPF a la recuperación del autoabastecimiento. Poco aportamos a la nueva empresa que sólo representa en promedio el 30% de la producción de petróleo y gas si le cargamos la responsabilidad del autoabastecimiento sin cambiarle la política energética. La ley debería haber abordado los lineamientos de una nueva política energética para YPF y para el 70% del resto de los actores del mercado; 2) La constitución del accionariado de control entre Nación y Provincias productoras no reasegura la gestión de un management profesional e independiente. Si se politiza la gestión se van a inflar los costos y se van a retrasar más los precios. Eso puede condenar a la nueva gestión a un pronto fracaso.

“Coincido que es una buena noticia la designación de un profesional del sector como CEO de la nueva YPF. Pero cuidado con sobreactuar las expectativas. Así como esta YPF no garantiza el autoabastecimiento, que depende de otra política y del 100% de los actores; la presencia de un profesional respetado a la cabeza de la empresa tampoco garantiza la autonomía de gestión de la ahora petrolera mixta. Vendrá el tiempo de las decisiones y allí veremos si prevalece la intervención discrecional que ha caracterizado el sector en esta etapa y si la nueva conducción impone sus criterios profesionales, que no van a estar reñidos con la buena política, sino con el cortoplacismo populista”, advirtió Montamat.

¿Y LAS INVERSIONES?

Las utilidades de YPF, alrededor de US$ 1.300 millones al año en 2011, se mantendrán. El gobierno nacional tiene un incentivo a que YPF no tenga utilidades y se haga cargo de erogaciones que hoy enfrenta el Tesoro Nacional. La Nación percibirá sólo el 25% de las utilidades y algo menos de la mitad del impuesto a las ganancias que pague YPF, mientras que soporta la totalidad de los subsidios energéticos. De dónde se obtendrán los recursos que hacen falta para la exploración de las áreas con gran potencial de recursos no convencionales (shale y tight gas y petróleo) es el gran interrogante. Solamente para desarrollar la formación geológica Vaca Muerta se calcula que hacen falta unos U$S 20.000 millones de inversión, una cifra impensada hoy en el clima de inversiones que vive Argentina.

Durante 2011, YPF invirtió US$ 2800 millones en otras actividades. Pero la magnitud de las inversiones necesarias para desarrollar esos nuevos recursos podría requerir un monto adicional del doble de esa cifra. Ni la Nación ni las provincias petroleras que tendrán alrededor del 25% del capital accionario de YPF tienen los recursos ni la capacidad de endeudamiento a tasas razonables para acometer tamañas inversiones.

A la Argentina le pasa como a muchos otros países: en los últimos años dejó de autobastecerse energéticamente y pasó a depender de la impor tación de energía. Para comprar energía en el exterior, el año pasado se destinaron cerca de 10.000 millones de dólares y este año se necesitarían otros 13.000 millones de dólares. Es por eso que un sector del Gobierno cree que el déficit energético es el gran culpable de las presiones sobre el dólar y en la balanza comercial.

Si ahora el Estado tiene más participación en YPF, debería destinar más fondos a la exploración. Varios ex secretarios de Energía advirtieron en distintas ocasiones sobre este déficit. Se cree que, sólo en gas, se necesitan 2.300 millones de dólares al año. En los últimos 5 años, YPF prometió desembolsos globales por 4.370 millones de dólares y no pudo hacerlos. La pregunta es si podrán hacerlos el Gobierno y las provincias.

DEBILIDADES DE FONDO

Según un estudio realizado por la consultora Economía & Regiones la primera debilidad estructural de la matriz energética argentina es su elevada y creciente dependencia de los hidrocarburos, lo cual obliga a contar con una abundante oferta de petróleo y gas para evitar cuellos de botella en la actividad económica argentina.

En el presente, el petróleo (37%) y el gas (52%) tienen una importancia relativa del 89% en la provisión total de energía.

Sin embargo, tanto el horizonte de producción como las reservas comprobadas son bajas en relación a los estándares internacionales y su evolución se mueve en dirección contraria a lo que necesitaría la esfera productiva de la economía argentina.

A partir de 1999 se produjo una pronunciada caída en el nivel de reservas de crudo, aún con producción declinante.

Paralelamente, la dinámica en el mercado de gas es aún más preocupante que la del petróleo, ya que las reservas cayeron 56%; pasando de 16.6 (2001) a 7.9 (2011) años de producción.

En materia de petróleo Argentina tiene una combinación de producción declinante y refinación creciente por expansión de demanda, lo cual impacta negativamente en los saldos exportables y en las reservas comprobadas. En materia de gas, la menor producción y la demanda creciente llevó a un deterioro de las reservas comprobadas y a la necesidad de recurrir a la importación de gas desde Bolivia y off shore.

En este marco, luego de varios años de deterioro el saldo comercial energético alcanzó -por primera vez- un déficit de US$ 3.250 millones en 2011. Esta cifra representa más del 30% del saldo comercial del año (U$S 10.347 millones); y según nuestras estimaciones, se esperaría una profundización paulatina del mismo en los años subsiguientes.

Concretamente, en el período 2009-2011, el país fue perdiendo la condición de autoabastecimiento energético hasta el punto en que el déficit energético (U$S 7.000 millones) esperado sea similar a todo el superávitcomercial en el 2012.

Simplemente alcanza con recordar que en 2011 se importó más de 50 barcos de GNL para inyectar gas a la red nacional (además de de Bolivia). En su conjunto, el gas importado ya explica más del 20% de la oferta local de gas.

Y para 2012, el Gobierno llamó a licitación a 80 barcos, los cuales ya tiene adjudicados cerca de 50. En el plano internacional de acuerdo al informe de la consultora Economía y Regiones los bajos niveles de inversión son la principal causa de la desaparición del autoabastecimiento. Esto se aprecia cuando se compara la relación entre los metros de pozos de exploración y avanzada en relación a la totalidad de metros perforados, que cae del 22% (1994 / 1998) al 11% (2003 / 2011).

Sin embargo, la insuficiencia en materia de inversión no es independiente de las señales negativas por precio, la inestabilidad regulatoria y las distorsiones en la distribución de beneficios en el negocio.

El período 2003 / 2011 se caracterizó por presentar cambios constantes en el marco regulatorio, lo cual brindó inestabilidad y quitó previsibilidad al sector, deteriorando los niveles de inversión.

A diferencia de lo que sucedió en el período 1994 /2002 cuando los precios del sector de hidrocarburos fueron libres, a partir de 2003 hubo una fuerte regulación de precios y una mayor carga impositiva (retenciones a las exportaciones) que impactaron negativamente sobre la inversión.

En este contexto, el consumidor comenzó a recibir parte de los ingresos del sector, distorsionando la distribución de beneficios en el negocio de los hidrocarburos en detrimento de las empresas del sector. Las refinadoras y el consumidor final comenzaron a capturar ingresos como resultado del sostenimiento de un precio menor al internacional.

A su vez, esta distorsión se incrementó a medida que aumentó el subsidio a los consumidores, que crecieron a medida que subieron los precios internacionales y se mantuvieron artificialmente bajos los precios domésticos.

A su vez, este fenómeno se potenció porque los costos de producción, que son asumidos por las empresas, aumentaron alrededor de 145% entre 2003 y 2011. En la distribución final de los ingresos totales, las empresas del sector pasaron de llevarse el 21.2% (2001) ó 16.1% (2003 y 2006) a apropiarse tan sólo del 3.5% (2011) de los ingresos originados en el negocio de hidrocarburos.

Daniel Barneda