El impenetrable acuerdo YPF-Chevron, para la explotación de Vaca Muerta, tiene también su capítulo en Neuquén. El expediente de la concesión, del que originariamente tiene tutela de la subsecretaría de Hidrocarburos, contiene partes confidenciales y vedadas al acceso público. En principio se trataría de información técnica y –principalmente– geológica, que los expertos de Provincia solicitaron a las compañías respecto del desarrollo de la explotación no convencional.
“Río Negro” trató de tomar vista de la documentación en varias oportunidades durante más de un mes y no tuvo éxito. Pese a tratarse de la concesión para la explotación de un recurso natural, una fuente de la subsecretaría confirmó que el expediente contiene apartados que no podrían mostrarse ante un simple requerimiento público.
Señaló que –en principio–existe cierta información que se pidió a las operadoras y que hacen a cuestiones reservadas del negocio y la operación, a las que antes de tener acceso a ellas, los asesores legales de la provincia deberían expedirse respecto de su confidencialidad.
La base del expediente neuquino vinculado al acuerdo empresarial YPF-Chevron no es otra cosa que la ley 2867. Esa norma ratificó todo lo actuado entre la provincia y la petrolera nacional, en lo que fue el paso previo al convenio entre ambas empresas para desarrollar el primer yacimiento no convencional del país: Loma Campana. A ese cuerpo normativo se le fueron agregando nuevas actuaciones, requerimientos y documentación que ahora está bajo llave.
El 28 de agosto de 2013, en medio de una protesta que terminó con una fuerte represión policial, 25 diputados aprobaron la ley. Dos legisladores votaron en contra –uno de ellos del oficialismo– y otros seis se retiraron en medio de una escandalosa sesión. Lo que se votó fue una rara avis que le dio 22 años más (hasta 2048) a la concesión de Loma Campana. Un modelo de 35 años de concesión que después tomó la modificación de la ley de Hirdocarburos.
El debate legislativo anticipaba un clima hostil bajo las sospechas que dejaba el acuerdo entre las compañías y lo que el gobierno de Jorge Sapag autorizaba. Sin embargo el exministro de Energía Guillermo Coco aseguraba que no había “letra chica”.
El tema pasó por tres comisiones antes de ingresar al recinto y, centralmente, se cuestionó el plazo de la prórroga y las condiciones para habilitar las inversiones. El gobierno neuquino no jugó de primera mano en todo el proceso. Incluso debió batallar con Nación para conseguir –de último momento– un acuerdo de obras por 1.000 millones de pesos, del que muy poco llegó.
Para intentar despejar las dudas, se envió a la Legislatura el proyecto de ley y un documento con la propuesta de inversión a realizar por ambas empresas que, proyectaron un desembolso total de 12.000 millones de dólares hasta el fin de la concesión. A ese cuerpo inicial le acompañaron nueva información –alguna a requerimiento expreso de Coco– que no pasó por el recinto y que ahora forma parte de una zona confidencial, propia de los negocios petroleros.
Del acuerdo YPF-Chevron hay dudas sobre las condiciones pactadas para el desembolso de la inversión norteamericana y las garantías de repago que se aseguró la compañía extranjera. El preacuerdo se basó en el decreto 929/13 que otorgaba condiciones excepcionales para el ingreso de inversiones superiores a los 1.000 millones de dólares.
Tiempo después se develó oficialmente, por ejemplo, la creación una empresa offshore para blindar de embargos el ingreso de dinero por parte de Chevron que, en ese momento, cursaba un litigio judicial en Ecuador. Lo hicieron a través de la Compañía de Hidrocarburo No Convencional, (CHNC) a la cual le cedió, con el permiso de la Provincia, el 50% del área Loma Campana. De esta forma, la estadounidense se garantizó la mitad de los derechos del área.
Tras el torbellino inicial sólo dos años le bastaron al extitular de YPF, Miguel Galuccio, para demostrar que los resultados no convencionales eran palpables. Loma Campana se posicionó como el segundo mayor yacimiento del país y el primero shale fuera de Norteamérica, con una producción superior a los 50.000 barriles equivalentes diarios. Inicialmente se desembolsaron 2.500 millones de dólares y en 2014/15 llegaron sólo a la misma área casi 4.000 millones de dólares.
