A la luz de la reciente sentencia en segunda instancia favorable a la Argentina en el juicio iniciado en Estados Unidos por Budford Capital reclamando compensación por el incumplimiento del estatuto de YPF durante su expropiación parcial en 2012, esta nota examina el argumento de que dicha expropiación fue un hito fundamental en el posterior desempeño de la producción de hidrocarburos, incluyendo el boom actual. Se demuestra que la evolución de la producción de hidrocarburos post-Convertibilidad es explicable por cambios en la política energética, independientes de la expropiación parcial de YPF. Así, esta expropiación, además de haber significado un riesgo latente superlativo por un reclamo judicial que siempre lució desproporcionado (pero que estuvo a punto de ser confirmado por la justicia en Estados Unidos), no parece haber sido causante del furor actual por la explosión en la producción y exportación de hidrocarburos en la Argentina.
Introducción
La reciente sentencia de la Cámara de Apelaciones en Estados Unidos a fines de marzo, que revirtió el fallo en primera instancia del año 2023 de la Jueza del Distrito Sur de Nueva York, Loretta Preska, en el cual ésta había condenado a la Argentina a pagar USD 16.000 millones al grupo Budford Capital –quien había adquirido los derechos del Grupo Petersen perteneciente a la familia Eskenazi, propietario del 25% de las acciones de YPF al momento de la expropiación del 51% del paquete accionario de ésta perteneciente a Repsol en el año 2012– ha sido una excelente noticia para el país. Allí el Tribunal reconoció (por mayoría de sus miembros) que la potestad que tiene el gobierno nacional bajo la legislación argentina de expropiar (con justa compensación y diversos recaudos) tiene prioridad sobre el estatuto de YPF (bajo el cual la Argentina debió haber ofrecido al Grupo Petersen comprar sus acciones en YPF en iguales términos que el pago realizado a Repsol en la expropiación), liberando al país de la multimillonaria compensación dictada por la jueza Preska, y por tal motivo la misma se interpreta como una reivindicación (algo tardía, y no exenta de riesgos y costos para el país luego de haber debido transitar una perspectiva costosísima durante una década) de la tesis jurídica del actual gobernador de la Provincia de Buenos Aires, Axel Kicillof, quien en 2012 condujo la expropiación como ministro de economía e interventor de YPF.
Más allá de las consideraciones de procedimiento y de la contabilización de los riesgos legales innecesarios incurridos por la estrategia del gobierno nacional en torno a la expropiación del 51% del paquete accionario de YPF en 2012, esta circunstancia reavivó un debate adormecido durante muchos años respecto de cuál fue la contribución de la expropiación de YPF en el desarrollo de Vaca Muerta, la reversión del ciclo declinante de la producción doméstica de hidrocarburos (iniciado en 1999 en el caso del petróleo y en 2007 en el caso del gas natural), y el más reciente despegue de la producción de hidrocarburos y reversión del déficit de la balanza energética desde 2024, a partir de la cual en 2025 se logró un superávit comercial histórico de la balanza energética (casi USD 8.000 millones) cuyo crecimiento parece no tener techo durante la próxima década.
Dejando de lado el costo sufrido por el país a raíz de haber estado sometido durante varios años al riesgo de haber debido pagar una compensación ridículamente elevada a Budford Capital, y concentrando la atención en el impacto que la expropiación tuvo en la evolución doméstica del sector, el argumento a favor de la decisión de expropiar el 51% de YPF (a través de la Ley 26.741, apoyada por una fuerte mayoría del Congreso –con 208 votos a favor contra 32 votos en contra en la Cámara de Diputados, y 63 votos a favor con sólo 3 votos en contra en el Senado) es atractivo y a primera vista parece bien fundado: en la década previa al año 2012, YPF tuvo un desempeño muy malo –no invirtió lo suficiente como para siquiera mantener su producción de hidrocarburos–, lo cual cambió nítidamente a partir de su expropiación parcial, la cual incluso dio lugar al desarrollo inicial de Vaca Muerta (descubierta en 1931 y perforada por primera vez en 2010 por Repsol-YPF) liderado por YPF bajo el management público, piedra fundamental que permitió la muy fuerte recuperación de la producción doméstica de hidrocarburos en los últimos dos años y el auspicioso futuro del sector.
Los Gráficos 1 a 3 muestran que, tomando en cuenta sólo algunos elementos (y omitiendo otros), la evolución de la producción de petróleo y gas natural y de la balanza energética parecen consistentes con el argumento económico favorable a la expropiación: en torno a los años 2012-2013, la producción de YPF dejó de caer y tuvo un atisbo de recuperación (con un aumento sostenido y relevante sólo en el caso de la producción de crudo desde 2022 en adelante), lo cual coincide con la lenta reversión del déficit de la balanza energética a partir de 2014.
Otros cambios en la política energética que explican la evolución de YPF y el sector
Sin embargo, dichas “verdades” están mal vinculadas entre sí. En efecto, el relato anterior omite “verdades adicionales”, que los datos de precios y producción del período 1999-2025 consignados en los Gráficos 1 a 3 permiten confirmar para sostener una interpretación causal radicalmente distinta.
- En el período 2002-2011, los precios de los hidrocarburos estuvieron artificialmente intervenidos –con caídas en dólares que inicialmente llegaron a superar el 50% en el caso del gas natural y que en definitiva fijaron durante varios años precios al productor inferiores a los precios de referencia internacional tanto en petróleo como (especialmente) en gas natural –en particular mucho menores que los precios de importación del gas natural de Bolivia y el GNL regasificado, no incluidos en el Gráfico 1.b–, por lo cual los incentivos a invertir, explorar y producir hidrocarburos fueron drásticamente dañados. Esta política condujo a la contracción de la producción no sólo de YPF (bajo el control de Repsol) sino del resto de las empresas petroleras y gasíferas en el país (ver Gráficos 2.a y 2.b)[1].
- Entre 2007 y 2011, luego del acuerdo celebrado entre el ex–presidente Néstor Kirchner y Repsol para que ésta venda una participación accionaria sustancial en YPF al Grupo Petersen (finalmente el 25% del paquete accionario) a ser pagada con el cobro de utilidades de YPF cuya distribución entre sus accionistas y su giro al exterior por parte de Repsol serían autorizados por el gobierno nacional, el incentivo a invertir por parte de Repsol-YPF naturalmente fue incluso menor (dado que la obtención del pago por la venta de acciones al Grupo Petersen requería distribuir utilidades y por ende ello restaba financiamiento potencial a tal inversión), contribuyendo este acuerdo (y no la naturaleza del management de YPF bajo la gestión de Repsol) al deterioro acentuado en la producción de hidrocarburos de YPF observada entonces, con su natural impacto en las cuentas agregadas de producción y comercio exterior a nivel nacional[2]. Las empresas petroleras con management distinto al de YPF –cuya producción agregada también está representada en los Gráficos 2.a y 2.b– también contrajeron su producción de petróleo y gas natural durante la década de los años 2000, previo a la expropiación de YPF, algo que el supuestamente defectuoso management de YPF hasta 2012 obviamente no puede explicar.
- A partir del año 2013 (más allá del fallido intento en 2008 con el “Programa Gas Plus” y “Petróleo Plus”, donde el gobierno ofrecía mayores precios aplicables a la “nueva producción” de gas natural y petróleo según el costo incremental pleno de exploración y explotación –lo cual permitía por ejemplo recibir precios del gas natural entre 4 y 5 US$/MMBTU sobre la producción incremental, que más que duplicaban los precios recibidos por los productores hasta entonces) se produjo un cambio de la política de precios fundamental e independiente de la expropiación parcial de YPF: la autorización de precios del gas natural en torno a 7 US$/MMBTU para la producción incremental o “nueva” (los Programas de Estímulo a la Inyección Excedente de Gas Natural –denominados Programas Gas I, Gas II y Gas III, que permitieron lograr un precio doméstico promedio moderadamente creciente del gas natural entre 2015 y 2019 –ver Gráfico 1.b), así como la autorización de mayores precios del petróleo producido domésticamente –que incluso llegaron a superar el precio internacional entre 2014 y 2020 (ver Gráfico 1.a)–, que naturalmente podrían ayudar a explicar un quiebre (si igualmente fue tenue) en la tendencia previa hacia la contracción de la producción de hidrocarburos, no sólo por parte de YPF sino también por parte del resto de las empresas productoras (tomadas en conjunto).
- En el caso de YPF, cuyo accionista principal desde 2012 (el Estado Nacional) debía –dada su política regulatoria de mantener tarifas del gas natural artificialmente deprimidas– pagar importaciones de gas natural y GNL a precios muy superiores a los que permitía a las empresas trasladar a los consumidores domésticos, la recuperación de su producción era más valiosa (para el gobierno nacional, y por lo tanto para el nuevo management de YPF) que para el resto de las empresas privadas, lo cual ayuda a explicar una reacción más inmediata (que la del resto del mercado) en su esfuerzo de inversión e incremento en la producción frente a los nuevos incentivos, algo verificado en el desempeño relativo de YPF y el resto del mercado entre 2012 y 2017 (ver Gráficos 2.a y 2.b); en todo caso, no debe perderse de vista que el mejor desempeño de YPF respecto del mercado en los primeros años post-expropiación fue producto de la distorsión regulatoria (esto es, una intervención regulatoria excesiva que provocó un fuerte sobrecosto fiscal por la necesaria importación de gas natural y GNL muy costosos ante la falta de producción doméstica), no atribuible a una mejor gestión de YPF post-expropiación[3].
- Finalmente, cabe notar que la recuperación de la producción doméstica de hidrocarburos y el desarrollo de Vaca Muerta entre 2012 y 2023 fueron relativamente lentos (más allá de la necesaria maduración y aprendizaje requeridos para incursionar en explotaciones no convencionales), producto del tardío avance en el desarrollo de infraestructura de transporte doméstico (como el gasoducto Perito Moreno –ex-Néstor Kirchner, recién operativo desde mediados del año 2023) y la inviabilidad de plantear un proyecto ambicioso de exportación de petróleo y gas natural debido tanto a distintas combinaciones de dificultades, desidia y desinteligencias en las presidencias de Mauricio Macri y Alberto Fernández como a las limitaciones de acceso a financiamiento para grandes inversiones en un contexto macroeconómico inestable y con muy elevado riesgo-país (en el cual sin dudas incidió la perspectiva y confirmación del fallo de la Jueza Preska en Estados Unidos). Desde 2024, con una política macroeconómica (incluyendo aquí el Régimen de Incentivos para Grandes Inversiones –RIGI) mucho más propensa al desarrollo de grandes inversiones privadas, junto con una YPF con un management profesional y más independiente que en el pasado, esta nueva tendencia se acentuó sustancialmente, y difícilmente pueda sostenerse que una YPF sin un management estatal hubiera tenido (en ausencia de un acuerdo para no invertir y en cambio repatriar utilidades que estaban atrapadas por una medida intervencionista discrecional) una conducta menos agresiva que la observada. Considerando los desempeños relativos de YPF y sus competidores en materia de producción (Gráficos 2.a y 2.b), el market-share de la empresa pasó de ser 33,3% en petróleo y 23,3% en gas natural en 2011 (antes de la expropiación) a ser 46,8% y 22,7% respectivamente en 2025, es decir, post-expropiación mostró un desempeño claramente superior al promedio de sus competidores en la producción de petróleo pero levemente inferior en la de gas natural; además, desde 2017 el crecimiento de sus competidores igualó o superó al de YPF (tal como lo demuestran su market share estable en petróleo y declinante en gas natural –ver Gráficos 2.a y 2.b).
Conclusión
En síntesis, aunque al mirar por una hendija (omitiendo todo lo demás) hay un vínculo temporal entre el (tenue) quiebre en 2012-2013 en la tendencia de la producción de hidrocarburos de YPF y en la evolución de la balanza energética, a priori asociables a la expropiación del 51% de YPF en 2012, una vez que se observa el resto de las variables salientes (los precios y la producción de terceras empresas productoras de hidrocarburos en la Argentina) dicho quiebre no es atribuible a la expropiación de YPF sino al lento abandono de una intervención regulatoria asfixiante e insostenible puesta en práctica desde 2002/2003, reemplazada primero (2012-2023) por una regulación todavía confiscatoria (de la inversión ya realizada) pero orientada a reconocer incentivos (precios) a la nueva inversión, dentro del cual la empresa bajo control del Estado –YPF– efectivamente recibió un mandato de inversión y producción que excedía a las señales dadas al resto del mercado (porque internalizaba el beneficio de reducir importaciones de gas natural y GNL, muy onerosas al fisco), y luego –desde 2024– por una desregulación adicional del mercado que, dentro de un contexto macroeconómico y de garantías jurídicas a favor de la inversión en el RIGI, permitieron una verdadera explosión de inversiones, con aumentos de producción más marcados y crecientes al complementarse con inversiones de infraestructura que ahora sí lucen financiables.
La pésima política energética del gobierno nacional durante el período 2003-2011 –no la gestión privada de Repsol en YPF– fue la responsable saliente de la debacle del sector energético durante la década del 2000, así como el reconocimiento de la insostenibilidad de dicha política y su corrección muy parcial entre 2013 y 2023 –no la gestión pública de YPF– explica la tenue reversión de dicha contracción desde entonces, observándose un mejor desempeño (especialmente en petróleo) y perspectivas (en ambos) durante los últimos dos años que corresponde atribuir a un diseño mucho mejor (aunque perfectible) de la política económica (macroeconómica y energética) que permiten y alientan un fuerte crecimiento de las inversiones (para la extracción de recursos no convencionales en el upstream y para el desarrollo de la infraestructura de transporte doméstico y de exportación), más complejas en el caso del gas natural que requiere su licuefacción para exportarlo en forma de GNL, razón por la cual el despegue de la producción todavía ha sido menor.
Santiago Urbiztondo
[1] Un examen minucioso de esto puede consultarse en Barril, D. y F. Navajas: “Natural gas supply behavior under interventionism: The case of Argentina”, The Energy Journal vol. 36, No.4, 2015, disponible en https://sedici.unlp.edu.ar/handle/10915/86118.
[2] El payout ratio de Repsol siempre fue muy alto, aún antes de 2007, debido al riesgo de expropiación, pero entre 2008 y 2010 fue récord. Entre 2008 y 2010 la compañía ganó $ 12.916 millones y repartió $ 14.906 millones. La tasa de reparto saltó así a un promedio del 115% para el trienio, con picos de 135% en 2008 y 2010. Ver https://www.clarin.com/economia/entro-repsol-ypf-dividendos-gano_0_B1fxCXSnwmg.html.
[3] Una explicación alternativa es que luego de la expropiación parcial de YPF, el riesgo de expropiación desaparece para ella pero no así para el resto de las empresas, al mismo tiempo que el entonces presidente de YPF (Miguel Galuccio) llevó el endeudamiento de la empresa a niveles récord para apalancar inversiones en desarrollo de recursos no convencionales y que a fines de 2014 se sancionó la Ley 27.007 de Hidrocarburos para consagrar una extensión de las concesiones (25 años convencionales y 35 años no convencionales).