El acuerdo más esperado por el titular de YPF, Miguel Galuccio, está resultando el más resistido, el más cuestionado de su todavía corta gestión. Ayer se alcanzó el acuerdo final entre YPF y Chevron Corporation para el desarrollo conjunto de la producción de hidrocarburos no convencionales en la provincia de Neuquén. El acuerdo implica una inversión de 1240 millones de dólares por parte de la firma norteamericana hasta el año 2017, requerirá la perforación de 1500 pozos y se estima que la zona a desarrollar (ubicada dentro de la prometedora superficie de Vaca Muerta, en la provincia de Neuquén) podrá alcanzar una producción diaria de 50 mil barriles de petróleo y tres millones de metros cúbicos de gas natural asociado. Esto equivaldría a aproximadamente el 25 por ciento del crudo y el 10 por ciento del gas natural que actualmente produce YPF. Es por ello que, de lograrse el objetivo, esta área de 395 km cuadrados (por ahora identificada como Loma La Lata Norte - Loma Campana) se convertiría en el principal activo productivo de YPF.

En varios sentidos, el convenio con Chevron es un desarrollo “piloto” de una nueva política para el sector. Así como en exploración petrolera se elige una pequeña zona para hacer un desarrollo piloto o de muestra para ir midiendo la respuesta del yacimiento, el Gobierno está ensayando un nuevo modelo de alicientes a la inversión privada para atraer capitales y tecnología. El objetivo es poder encontrar una rápida respuesta a las necesidades de inversión que permitan modificar un horizonte en el que no se perciben condiciones para asegurar el autoabastecimiento energético. Si la esperanza es la formación Vaca Muerta y la explotación por métodos no convencionales (shale y tight gas y oil), hay que pensar en operaciones por miles de millones de dólares y una tecnología que YPF no puede garantizar por sí misma.

Es por eso que este primer intento, este acuerdo de desarrollo asociado de un área en Vaca Muerta, hace las veces de una prueba piloto en varios sentidos:

- Por el lugar geográfico que ocupa: la zona afectada (395 km cuadrados) es apenas el 1,3 por ciento de la superficie total de Vaca Muerta (30 mil km cuadrados), de los cuales YPF tiene una participación equivalente al 40 por ciento (12 mil km cuadrados).

- Es el primer emprendimiento exploratorio de gran magnitud que encara esta gestión de YPF, que nació en mayo de 2012 tras la expropiación de las acciones de Repsol.

- Es el primer caso en el que YPF logra atraer, para concretar un acuerdo por escrito, a una firma extranjera dispuesta a invertir en este proceso.

- Será el primer caso en que se beneficiará a una empresa extranjera con el programa de promoción de inversiones publicado este lunes en el Boletín Oficial.

Un desarrollo “piloto” significa poner a prueba toda una serie de mecanismos. Es un nuevo modelo de contratación y una técnica distinta a las desarrolladas hasta ahora (extracción de los hidrocarburos de una formación rocosa poco permeable, en vez de encontrarla acumulada en una especie de bolsa o lago subterráneo, como en la explotación convencional), que requiere de tecnologías no utilizadas en Argentina masivamente.

La inversión inicial total (cinco años) es de 1500 millones de dólares, 260 millones ya aportados por YPF y otros 1240 millones (como se mencionó más arriba) a cargo de Chevron. El esfuerzo de inversión de YPF en la zona ya permitió instalar 15 equipos de perforación. “Una vez otorgada la concesión por parte de la provincia de Neuquén, Chevron desembolsará los primeros 300 millones de dólares”, expresa la comunicación que difundió anoche YPF. En esta etapa, se perforarán más de 100 pozos, aseguró la petrolera local. Esta prueba piloto servirá para desarrollar una zona de apenas 20 km cuadrados, en un área denominada General Enrique Mosconi, que es parte del área de 395 km cuadrados afectada al proyecto.

En una segunda etapa, “el de-sarrollo total del área requerirá la perforación de más de 1500 pozos adicionales para alcanzar, en 2017, una producción de 50 mil barriles de petróleo y tres millones de metros cúbicos de gas natural asociado por día, convirtiéndolo en el principal activo productivo de YPF y, potencialmente, de la Argentina”, señala la misma comunicación.

Las objeciones planteadas contra la asociación con Chevron, muchas originadas en responsables de la política energética de los ’90, no dan cuenta de que la actual situación es la consecuencia de una caída en las reservas probadas de YPF antes de ser adquirida por Repsol, hasta el año 2011, del orden del 70 por ciento. Que la producción de petróleo también se desplazó en una curva declinante del orden del 6 por ciento en promedio anual durante prácticamente quince años, con escasas interrupciones. La privatización petrolera y la desregulación, según muestran las cifras y muchas otras evidencias, hizo estragos: dilapidación del recurso natural no renovable, desmantelamiento de equipos y cuerpos profesionales, prácticas de saqueo que permitían mantener fuertes tasas de ganancias y giros al exterior, mientras se desmontaban los activos locales.

El planteo de un plan de recuperación de la actividad, formulado a partir de mayo de 2012, choca con un obstáculo ineludible: la magnitud de las inversiones necesarias, que se proyectan como mayores en función de la celeridad con la que se requiere dar respuesta. A partir del decreto 929 de promoción de inversiones, la apuesta elegida es a captar el interés del capital privado extranjero. No está en discusión la pulcritud de antecedentes de Chevron, el socio circunstancial, seguramente tan condenable como cualquier otra empresa de su nivel en este negocio. Lo que importa es el contrapeso y la capacidad del Estado y la petrolera bajo gestión estatal para imponer el interés nacional y social. Sólo así se logra preservar la soberanía nacional energética.