Introducción¹

En Argentina, distintos estudios coinciden en señalar la configuración del complejo energético hidrocarburífero como un mercado oligopólico altamente concentrado resultante de la instauración de las políticas neoliberales en el tratamiento (manejo y apropiación) de los recursos energéticos (Barrera 2013, Mansilla 2007, Sabbatella 2014, Giuliani 2017). Esto se da en materia de hidrocarburos, en particular, a raíz de la privatización del complejo económico estatal-privado durante la década de los noventa (Castellani 2009), con fuerte presencia de capital extranjero o transnacional.

Desde la sociología económica, la línea de indagación que retomamos implica considerar la explotación hidrocarburífera como un ámbito privilegiado de acumulación (Castellani 2009, Serrani 2012). Esto no es exclusivo de Argentina, sino que forma parte de las relaciones económico políticas a nivel mundial (Van de Graaf et al 2016; De Graaff 2012). Los hidrocarburos (petróleo y gas) son considerados un bien estratégico en torno al cual se disputan la explotación y apropiación de sus beneficios en términos de productos (valor de uso) y en cuanto a la generación de valor/riqueza (valor de cambio).

Esto se conjuga en la última década con las transformaciones en materia de explotación de reservorios hidrocarburíferos no convencionales. En la industria del petróleo “se está marcando un punto de inflexión en el entendimiento de reservorios no convencionales, es un hecho a nivel mundial y nacional la tendencia de innovación tecnológica y avance en el conocimiento geocientífico”². El término no convencional remite a la disposición de los hidrocarburos en la roca de donde se extrae (Pazos, 2016). Ante el agotamiento del convencional, se ha avanzado en las técnicas para extracción mediante la combinación de dos tecnologías: principalmente fractura hidráulica (fracking) y pozos horizontales. La aplicación de estas técnicas ha logrado una explotación rentable en términos económicos, pero que revisten considerables implicancias socioambientales, sobre todo ante el ritmo de explotación intensiva en tiempo y superficie para obtener dicha rentabilidad.

Este avance sobre las formas de explotación y apropiación de la naturaleza de manera intensiva se ha dado en llamar neoextractivismo (Gudynas 2011, Svampa 2011, Lander en Alimonda, Toro y Martín 2017).

Desde nuestro enfoque, la indagación que proponemos es necesariamente integrada con el escenario mundial de extracción, producción y distribución de hidrocarburos en el cual impera la lógica extractivista. En este punto, consideramos que desentrañar los principales rasgos de la composición socioeconómica del complejo hidrocarburífero en el país brinda las claves para comprender las relaciones y los modos en que se entretejen espacio-temporalmente. Para ahondar en dichas relaciones iniciamos por identificar y caracterizar a los principales actores asentados en el área de explotación de Vaca Muerta.

Vaca Muerta es la zona ubicada en las provincias de Neuquén, mayormente; sur de Mendoza; norte de Río Negro, y una porción menor en La Pampa (Anexo Figura 1). Si bien el conocimiento acerca de su existencia no es nuevo,ya en la década de los 70 se habían realizado algunos avances en materia de perforación (Giuliani 2017:52), el interés y la viabilidad de la explotación no convencional es reciente. Los desarrollos tecnológicos vinculados con las formas de extracción mediante fractura hidráulica o fracking, tanto como el afianzamiento de empresas y corporaciones especialistas en la materia, son fundamentales para comprender la relevancia que toma esta formación geológica para la extracción de hidrocarburos³.

Este recorte espacio-temporal y teórico es parte de la problematización sobre el tratamiento que se da a la extracción de hidrocarburos en materia de generación de energía. Las mismas políticas que han acompañado su desempeño durante las últimas décadas consolidaron la comoditización del petróleo (Sabbatella 2014), lejos de una perspectiva orientada a la relación con la comunidad más cercana. Con la promulgación de la Ley 26741 (año 2012) de expropiación de 51% de las acciones por parte del Estado, surgen interrogantes sobre el potencial de explotación para autoabastecimiento nacional en un contexto donde priman las presiones internacionales sobre las formas y ritmos de extracción, tanto como los actores que comandan el proceso. Es decir, considerando los debates acerca de la relación con los recursos naturales o bienes comunes, sus formas de extracción y distribución (cómo, para qué y para quiénes), comenzamos por preguntar ¿qué actores participan en la explotación de hidrocarburos en Vaca Muerta? ¿Qué características tienen en cuanto a propiedad y origen del capital? ¿Qué relaciones socioproductivas (y políticas) se entretejen en dicha área?

En este trabajo nos abocamos a plantear los posicionamientos teórico-políticos desde los cuales se aborda el estudio de la extracción de recursos naturales o bienes comunes como uno de los puntos de partida del debate al respecto. Seguidamente, repasamos los principales hitos que signaron la creación y desarrollo del complejo hidrocarburífero en el país, con énfasis en el accionar del Estado. A continuación, presentamos los resultados preliminares en el avance de la investigación sobre los actores que participan de la extracción de este recurso/bien en la formación Vaca Muerta. Finalmente, desde la perspectiva de estudio propuesta, reflexionamos sobre la lógica de extracción imperante en el caso estudiado.

Los hidrocarburos como ámbito privilegiado de acumulación

Antecedentes y puntos de partida teóricos

El estudio de la matriz energética, fuentes, producción y consumo, es materia de análisis en distintas disciplinas (desde la geología, economía, ecología, ciencias políticas, sociología) y sus articulaciones, como la economía política, la sociología económica (o estudios sociales de la economía) y la ecología política. La concepción sobre la relación con la naturaleza desde la que se parta en estos abordajes es una divisoria de aguas, según el énfasis puesto en el aprovechamiento de los recursos naturales existentes en el territorio (visión productivista) o en su consideración como bien común (ecología política).

Las implicancias teóricas y políticas (y, por tanto, analíticas) difieren notablemente en una y otra concepción. El abastecimiento como servicio básico a la población, así como en materia productiva y de desarrollo industrial, es clave en la primera concepción, ya que se entiende son elementos fundamentales en cualquier estrategia de desarrollo para un país o región (Pérez 2010, Ducoing et al 2018). En cambio, la idea de bienes comunes pone en el centro de la discusión el carácter relacional comunitario y colectivo que histórica y geográficamente los pueblos han establecido con estos y otras fuentes y medios de existencia, para garantizar la reproducción de la vida (Alimonda, Toro Pérez y Martín, 2017).

Esta última perspectiva implica, por un lado, problematizar sobre los procesos históricos que sirvieron para al despojo, cercamiento y colonización de la naturaleza (Gilly y Roux 2009, Alimonda 2011) y su posterior conversión a flujo unidimensional del valor y la productividad económica (Foster 2012, Machado Aráoz 2015). Por el otro lado, recuperar los lenguajes de valoración sobre la naturaleza (Martínez Allier 2004) inscriptos en la memoria histórica de los pueblos latinoamericanos (Alimonda, Toro Pérez y Martín, 2017) sobre la propiedad y la gestión colectiva de los bienes comunes (Daiber y Houtart 2012) en tanto medio necesario para la reproducción de la vida. Esto advierte sobre los conflictos y tensiones sociales que dinamizan el acceso, gestión y usufructo de los “recursos naturales” (Delgado Ramos, 2014), especialmente, en lo que respecta a las prácticas depredatorias de sobreexplotación de los hidrocarburos en tanto commodity sujeto a la oferta y demanda (Galafassi 2010; D’Amico 2013, Cortese et al 2007, Sabbatella 2014).

Desde el campo de la economía aplicada, si bien la visión es netamente productivista, en los últimos 30 años se han producido avances en los llamados modelos estructurales en un esfuerzo por lograr una mejor comprensión del funcionamiento de los diversos mecanismos de asignación de bienes y servicios existentes en las economías (Reiss & Wolak 2007). En particular, dentro de la literatura de organización industrial, éstos se han dirigido a estimar el poder de mercado en determinadas industrias, entendiendo el poder de mercado como la capacidad que tienen las empresas de fijar precios por encima de los costos marginales de producción (Berry 1994, Berry, Levinson y Pakes 1998, Pinkse, Slade y Brett 2002, Berry y Haile 2014, Nevo, 2001). Esto es especialmente relevante a la hora de estimar la estructura y el poder de mercado en bienes clave para el desarrollo económico, la satisfacción del consumo productivo y a particulares como lo son los combustibles en general, gas y electricidad. En otros términos, esto se traduce en las pujas de valor de la energía (precios del gas, del combustible, de luz, otros) entre el sector productivo, los hogares y el Estado.

En Argentina, los estudios sociológicos y de economía política en el campo de la energía aluden a las transformaciones producto de los cambios en el patrón de acumulación sobre las formas y actores principales beneficiados con la explotación del petróleo (Castellani 2009, Serrani 2012, Schorr, Barrera, Kennedy y Palermo 2015, Mansilla 2007, Recalde 2012). Además de las modificaciones en la propiedad y gestión, las implicancias para el trabajo y los trabajadores (Palermo 2012, Cortese et al. 2007), el impacto fiscal a raíz de las dinámicas reguladoras internas y las variaciones de precios (Amar y Martínez 2015, Arroyo y Cossío Muñoz 2015), los determinantes de la inversión en el sector (Gadano 1998, Kozulj 2002). El papel del Estado ha sido central en esta serie de investigaciones para desentrañar las dificultades y la evolución del desempeño del sistema energético en general (Montamat 2007, Mansilla y Perrone 2010); también sobre los procesos de privatización y la pérdida de potestad sobre los recursos/bienes (Barrera, Sabbatella y Serrani 2012), así como sobre las transiciones históricas y otras formas de gestión posible (Bernal 2005, Mansilla 2007, Apud et al 2011).

Estos estudios coinciden en señalar la configuración del complejo energético como un mercado oligopólico altamente concentrado resultante de la instauración de las políticas neoliberales en el tratamiento (manejo y apropiación) de los recursos/bienes energéticos. Esto se da en materia de hidrocarburos en particular, claramente, desde una concepción mercantilizada de la naturaleza.

En línea con dicha perspectiva, encontramos resultados de investigaciones en materia de economías regionales (Rofman 2012) y complejos o entramados productivos⁴. Estos últimos contribuyen de manera especial a dar contenido a la problematización sobre la situación actual del complejo en las provincias.

La centralidad de la explotación de hidrocarburos en éstas se evidencia por el aporte al valor de producción (producto bruto geográfico) y al presupuesto o los ingresos por regalías. Pero, aun con la provincialización de los hidrocarburos⁵, no se recupera el nivel de renta previo a la privatización durante la década de los noventa (y menos el volumen de producción), ni su relevancia como bien estratégico. Más bien, se advierte el saqueo (D’Amico, 2013) mediante el escaso poder de negociación de permisos y concesiones de las provincias que enfrentan, en inferioridad de condiciones, a grandes empresas petroleras (Cortese et al 2009). Estos se traducen como condicionantes que dificultan la posibilidad de su puesta en valor como bien común.

En conjunto, estos antecedentes brindan las claves históricas, económicas y políticas para comprender la conformación del complejo hidrocarburífero. Sobre esta base definimos los rasgos socioeconómicos de los actores que lo componen e identificamos las claves que definen su desenvolvimiento reciente. En ese último sentido, articulamos con otra serie de estudios cuya perspectiva analítica invita a visualizar su comportamiento de manera integrada como cadena de valor global. Trascendiendo las fronteras nacionales, dicho enfoque se basa en la comprensión de la economía global y de la organización de la producción, distribución y comercialización en tanto entrelazamiento de las actividades productivas en el proceso de creación de valor, sin dejar de lado las relaciones de coordinación y control o de gobernanza⁶. En dicho aspecto, desde el campo de la economía política internacional (Van de Graaf, et al 2016), resaltan la importancia de comprender la dinámica de los actores privados (empresas) y las redes de gobernanza transnacional en cuanto a las reglas, disputas y posibilidad de cooperación en respuesta a la preocupación en torno a la seguridad energética. No escapa a dicha serie de estudios los conflictos y dominación de la élite petrolera mundial en el mercado de combustibles (De Graaff 2012). De esta manera, buscan dar cuenta de la volatilidad del precio del petróleo y gas (Van de Graf et al 2016), del manejo, la distribución de los recursos energéticos y la provisión de servicios de energía (Florini and Sovacool 2009).

En vinculación con la mirada sociológica del tema que proponemos, dicha perspectiva echa luz sobre el comportamiento ampliado de la actividad vinculada con la producción de energía y aporta a un análisis integrado no circunscripto a los márgenes de las provincias y el país, sino también de los actores socioproductivos vistos en interrelación como cadena de valor. En este anclaje reconocemos la dinámica contradictoria del capitalismo y la condición periférica del país en las redes económicas y políticas globales. La propia trayectoria productiva nacional, configurada por las particulares relaciones entre sus procesos de acumulación e implicación estatal (Fernández, 2017:40) y la forma en que se establecen las relaciones con dichas redes, define el/los modo/s en que se insertan los procesos nacionales no de manera homogénea ni pasiva sino diferenciada y activamente.

Recapitulando, entre los debates en materia de producción y abastecimiento de energía, las revisiones en cuanto a las fuentes, las implicancias sociales y ambientales, la sustentabilidad y durabilidad, consideramos que el estudio de la particular configuración de los actores sería un aporte hacia la dirección que puede tomar la extracción en un espacio-tiempo determinado. El análisis que proponemos está anclado en las transformaciones recientes en Argentina en materia de regulación de la producción de energía para abastecimiento nacional (Ley 26741/12). Momento al cual arribamos luego de una larga trayectoria de creación y desarrollo del complejo hidrocarburífero como ámbito de producción y acumulación. Cuestión sobre la que avanzamos en el siguiente apartado.

Repaso histórico de la gestión del recurso natural / bien común

Los hidrocarburos se encuentran entre las principales fuentes primarias de energías en Argentina (sino la más importante). Según datos del Balance Energético Nacional (2019), entre las formas de energía primaria, petróleo y gas natural de pozo representaron 33% y 55% de la oferta de producción durante 2018 respectivamente. Prácticamente en su totalidad pasaç a refinerías y plantas de tratamiento en el país⁷. Análogamente, el mundo depende en 87% de los combustibles fósiles, pero con mayor participación del carbón mineral, que localmente no alcanza el 0,3% (Carrizo, Núñez Cortés y Gil 2016).

Entre los hitos que marcan la etapa actual en materia de hidrocarburos (siguiendo el análisis de Mansilla y Perrone 2010) mencionamos, a modo de una brevísima línea de tiempo:

I. Una primera fase histórica signada por la intervención estatal. Desde 1907 comenzó la explotación en manos del Estado nacional en Comodoro Rivadavia (provincia de Chubut). Más tarde, en 1922, se creó Yacimientos Petrolíferos Fiscales (YPF). Como organismo estatal, YPF integraba todas las etapas del proceso productivo y regulaba el mercado petrolero. Tal es así, que su intervención para la baja del precio de derivados en 1929 obligó a las distribuidoras extranjeras Standard Oil y Royal Dutch Shell a acompañarla. Ya en 1946 se creó Gas del Estado y pocos años después se construyó el primer gasoducto de Comodoro Rivadavia a Buenos Aires. Con la reforma de la Constitución nacional en 1949, se reconoció a los yacimientos hidrocarburíferos como “bienes imprescindibles e inalienables de la Nación”.

Sin embargo, durante los gobiernos de Frondizi (1958-1962) y Onganía (1966-1970) se dieron las primeras reformas privatizadoras. Entre las cuales, señalamos la concesión de Cerro Dragón a manos de la estadounidense Amoco (hoy Pan American Energy subsidiaria de British Petroleum).

II. Una segunda fase marcada por el proceso de desregulación y privatización. El Estado no desapareció de la esfera económica, sino que cambió su forma de intervención abandonando el modelo industrialista e implementando activamente un nuevo modelo de acumulación (Abeles 1999; Thwaites Rey 2003). El petróleo y el gas fueron considerados mercancías, específicamente, commodities exportables sin valor agregado y a un precio estipulado en los mercados internacionales (Mansilla 2007). De esta manera, la producción de energía pasó a depender de los vaivenes del mercado consolidando el avance del neoliberalismo en la gestión del recurso con entrada de capitales extranjeros.

Desde 1976 se otorgaron concesiones a empresas privadas y comenzó un fuerte endeudamiento sobre la base del recurso hidrocarburífero. Desde 1975 a 1983, YPF llegó a explicar 18% de la deuda pública y sin contar inversiones significativas en el sector productivo (exploración y perforación). En 1990 YPF fue convertida en SA por decreto (N°2778 del 31/12/1990), lo que se acompañó con la transferencia de las reservas a las provincias (ley 24145/92), quienes quedaron a cargo del otorgamiento de concesiones. Esto fue ratificado con la reforma de la Constitución nacional en 1994. Finalmente, con la promulgación de la Ley 24076/92 se privatizó Gas del Estado (ya iniciada con el decreto 48/91). En 1998 Repsol (empresa española) compró gran parte de las acciones del Estado y pasó a controlar YPF SA (Kozulj 2002).

III. Una tercera fase con matices de intermediación y recuperación de la potestad del Estado sobre la explotación de hidrocarburos se dio a partir de la crisis de 2001/2002. Con el abandono del tipo de cambio fijo⁸, las transformaciones en materia de regulación del mercado de hidrocarburos se dieron en el plano de las retenciones por exportaciones, el desacople del precio interno del internacional y la consecuente pesificación de las tarifas dolarizadas de las empresas privatizadas.

Sin embargo, se profundizó el modelo de desregulación con el control en manos de los gobiernos provinciales (Ley 26197/2006). Esto es significativo en términos del poder de negociación de contratos, tal como habíamos mencionado, tanto como de la coordinación de la política energética a nivel nacional. Esta importancia radica en materia productiva específicamente, pero también en cuanto a la provisión de energía y de redistribución de los beneficios (como ingresos apropiados por el Estado) hacia otras áreas de interés nacional. Aún con la creación de Energía Argentina Sociedad Anónima (Enarsa), mediante Ley 25943/04, la participación se acotó a ser intermediaria en relación con otras empresas multinacionales en el área de transporte de energía eléctrica.

El proceso de comoditización resultó, en definitiva, altamente desfavorable para la autonomía en materia de abastecimiento nacional. Si bien la renta apropiada por parte del Estado nacional y los consumidores aumentó gracias a la modificación de la política cambiaria nacional en 2002 y el establecimiento de retenciones a la exportación del recurso/bien (Recalde 2012), la falta de objetivos de sustentabilidad energética en la distribución secundaria de esa renta ocasionó, no solo la continuidad en la fuga de reservas de bienes naturales no renovables (Sabbatella 2014), sino el desfasaje entre la demanda productiva y de los hogares y la oferta disponible en el país.

Llegamos a inicios de la década que comienza en 2010 con una estructura productiva hidrocarburífera concentrada, oligopólica y con fuerte presencia de capitales extranjeros. En 2011 cuatro empresas representaron el 66% del mercado del petróleo: Repsol YPF (española), Pan American Energy (varios accionistas argentinos y extranjeros), Chevron (estadounidense) y Petrobras (brasileña) en ese orden; cuatro 75% del gas, Repsol YPF, Total Austral (francesa), Pan American Energy y Petrobras; y tres 80% de la refinación Repsol YPF, Shell (angloholandesa) y Esso (estadounidense) (Sabbatella 2012:209). La lógica imperante en torno al complejo hidrocarburífero es comandada por actores privados cuya impronta de producción es la rentabilidad y con un denotado poder de mercado (Barrera 2013). Por esa razón, coincidimos con la definición del complejo como un ámbito privilegiado de acumulación, en tanto proceso de conformación específica de las relaciones entre Estado y empresas (Serrani 2012). En primer término, por las acciones u omisiones del Estado en sus distintas gestiones de gobierno, habilitando u obstaculizando el accionar del segundo término de la relación. En este último, la configuración de actores económicos (aspecto sobre el que profundizamos en el apartado siguiente), además de productivos, se refuerza a partir de la dinámica que asumen las cadenas globales de valor bajo la impronta actual del extractivismo.

Actores centrales del complejo hidrocarburífero

Consideraciones metodológicas

El diseño metodológico que proponemos está basado en la integración de métodos de investigación cuantitativo y cualitativo. Principalmente a partir de la consulta y sistematización de fuentes de datos secundarios, en primer lugar, las que completamos con el ejercicio de triangulación de datos documentales y primarios recogidos de entrevistas semiestructuradas a informantes clave.

Entre las fuentes secundarias mencionamos a la Secretaría de Energía de la Nación, el Instituto Argentino de Petróleo y Gas (IAPG), el Instituto Argentino de Energía (IAE), así como el rastreo y acopio de información disponible en páginas web de las empresas, organismos reguladores, cámaras sectoriales, observatorios, centros de estudio, diarios y revistas especializadas. Esta sistematización implica el análisis documental, el registro y procesamiento de los datos en una matriz cuya unidad de análisis son los actores productivos.

Descripción inicial de actores presentes en Vaca Muerta

La configuración de actores presentes en la formación Vaca Muerta (Anexo Figura 2) da cuenta de las recientes transformaciones en materia de gestión del recurso hidrocarburífero. Desde una visión productivista, la política energética relacionada con la fuente primaria de origen fósil (hidrocarburos), ha puesto el acento en impulsar la explotación de los reservorios no convencionales. En dicha área hay aproximadamente unos 700 pozos para explotación de no convencional operados por YPF SA en asociación con otras empresas y más de 1.000 pozos en total sin distinguir operador (entrevista referente IAPG, 2019) (Anexo Figura 3).

Entre los elementos que llevaron a la intervención estatal y la promoción de este tipo de extracción, mencionamos las implicancias que conllevó el accionar del oligopolio energético. Esto se evidenció en el decrecimiento de los volúmenes de producción por agotamiento de las fuentes primarias, también por incremento de la demanda productiva y de los hogares. A la vez que visibilizó la apropiación económica por parte de tales actores, con el resultado negativo sobre el saldo comercial externo del sector energético9. Durante este período se incrementó, además, la importación de gas natural de Bolivia, gas natural licuado (GNL) en barcos y combustibles (gasoil y fueloil).

Con la promulgación de la Ley 26741/2012 y normas para su implementación posteriores, la restitución de la potestad del Estado argentino sobre los recursos energéticos, en particular los hidrocarburos, se dio a partir de la expropiación accionaria a Repsol YPF SA. Esta modificación, según el texto mismo de la ley, apunta al logro del autoabastecimiento en un escenario de transformaciones en la matriz energética y en el usufructo (uso y valor) de este bien en especial.

En la última gestión de gobierno, el énfasis se dirigió a la explotación hidrocarburífera mediante la atracción de capitales con capacidad de inversión en el sector y el incremento del saldo exportable de productos derivados de dicha extracción. Al interés económico en dicha formación, colaboraron los avances en las formas de extracción del recurso/bien. A nivel internacional, se produjeron innovaciones en materia de fractura horizontal y logística de yacimientos no convencionales.

Los cambios técnicos resultaron en gran medida de la actividad de un conjunto acotado de empresas dedicadas a la producción petrolera y a la provisión de equipos y servicios petroleros a nivel internacional¹⁰. Entre las primeras se encuentran las grandes operadoras multinacionales como Exxon Mobil (estadounidense), Shell (holandesa) o Total (francesa), y las grandes operadoras nacionales como Saudi Aramco (saudita), PDVSA (venezolana), Petrobras (brasileña), Statoil (noruega, hoy Equinor) o Gazprom (rusa), que suelen participar en todas las actividades de la cadena de valor. Mientras entre las empresas de servicios, las más dinámicas en la generación de nuevas tecnologías relacionadas con la exploración, perforación, extracción y producción (upstream) son las transnacionales Schlumberger (sede central en Estados Unidos), Halliburton (estadounidense), Baker Hughes (pertenece el 50,4% a la compañía estadounidense General Electric Company) y Weatherford (de origen irlandés, sede principal en Suiza).

Esto es significativo en términos del análisis propuesto, en tanto el proceso de extracción es liderado directa e indirectamente por la presencia concreta de actores económicos transnacionales: identificados como aquellos que tienen presencia simultánea en varios países, ya sea con propiedad de fábricas, a raíz de ser concesionarios en la explotación de recursos/bienes, por asociaciones con empresas locales, por venta de productos y/o de servicios, por inversiones de capital vía adquisición de acciones.

Respecto del núcleo de explotación en Vaca Muerta, una primera caracterización de los actores socioproductivos concesionarios y con yacimientos en operaciones (Anexo Figura 4) remite al tipo de propiedad del capital y el origen o nacionalidad de procedencia. Estilizando, encontramos tres grandes tipos (Cuadro N°1): empresas privadas argentinas, empresas con participación estatal argentinas, empresas extranjeras o transnacionales.

En el accionar de las operadoras petroleras (éstas son aquellas con la concesión sobre el área a explotar, responsables ante el Estado y los gobiernos provinciales sobre la extracción del recurso/bien), destaca la modalidad de organización de la producción en Unión Transitoria de Empresas (UTE). De hecho, el texto de la Ley 27641 de 2012, art. 3 inciso c) promueve estas alianzas que denomina estratégicas: “La integración del capital público y privado, nacional e internacional, en alianzas estratégicas dirigidas a la exploración y explotación de hidrocarburos convencionales y no convencionales”. Otro rasgo a señalar es la dinámica presente entre estos actores, identificada por el movimiento en la propiedad accionaria participada de las empresas que aparentan ser pequeñas en tamaño (esto es, en cuanto a la participación relativa en la producción y áreas concesionadas). Este movimiento del capital productivo es habilitado y visibilizado por la dinámica que toma el capital financiero. Las empresas cotizan en las principales Bolsas de Valores y los activos que adquieren de forma directa o con propiedad participada aumenta su valorización financiera notablemente (incrementen o no notablemente sus volúmenes de producción).

Como se desprende del cuadro, gran parte de las operadoras petroleras transnacionales tienen inversiones y se encuentran operando en el país. Lo mismo ocurre con las empresas transnacionales de equipamientos y servicios. Sin embargo, el principal actor del complejo en la Argentina es YPF SA.

En cuanto a la proporción en materia de explotación y producción, siguiendo a Giuliani (2017:54), 57,6% de la superficie de la formación está controlada por tres operadoras: YPF, Total y Pampa Energía, teniendo en cuenta la participación de cada una de ellas en las concesiones. YPF SA individualmente, por intermedio de su subsidiaria Y-Sur y a través de asociaciones con otras empresas, posee 32,6% del territorio. La empresa de origen francés Total cuenta con 13,1%. Pampa Energía, petrolera del Grupo Mindlin, se ubica en tercer lugar tras adquirir los activos de Petrobras, accedió a 12,2% de la superficie de Vaca Muerta.

En cuarto y quinto lugar, se posicionan Pluspetrol, con 8,2%, y Oilstone, con 5,1% respectivamente. El 28,8% restante se distribuye entre otras 12 compañías, tales como Exxon, Shell, Chevron, Pan American o Tecpetrol, del Grupo Techint (Subsecretaría de Energía, 2017). Entre las empresas que prestan servicios a las operadoras en la zona se encuentran Schlumberger, Halliburton y Skanska (multinacional de origen sueco). Como expusimos son centrales en la provisión de servicios petroleros y desarrollo tecnológico en materia de explotación.

El panorama de los actores que participan de manera directa en el sector de exploración y explotación se completa con un grupo numeroso de pymes locales de equipos y servicios. Muchas de estas empresas surgieron a partir de la reestructuración y tercerización de actividades emprendidas por YPF en los noventa. De acuerdo a un relevamiento realizado en 2013 por el Ministerio de Industria, las pymes de servicios petroleros en la Argentina son más innovadoras que el promedio de la industria y ello genera una base para el desarrollo de proveedores (Lengyel, Aggio, Milesi y Pandolfo 2017:66).

Aunque YPF tiene en muchos casos acuerdos y explotación conjunta con operadoras extranjeras, no realiza programas de desarrollo tecnológico conjuntos. En este aspecto, destaca la creación de Y-TEC en 2013¹¹ como una empresa orientada a la producción de conocimiento y formación de especialistas en la materia, a partir de la participación de YPF y de Conicet. Entre las cuestiones a discutir desde este accionar es con qué fin se haría: con mayor inclinación hacia la explotación controlada para autoabastecimiento energético o sólo como bien exportable (commodity).

Palabras de cierre y camino a seguir

En el contexto de la expansión capitalista a nivel global, la tendencia hacia la apropiación privada y mercantilizada de la naturaleza es creciente tanto como las disputas en torno a ello (Sabbatella 2014, Van de Graaf 2016, Alimonda, Toro Pérez y Martín 2017, Gutiérrez y Di Risio 2018, Martinez Alier 2004). Aunque a nivel nacional coexisten conflictivamente distintas formas materiales, ideológicas y simbólicas sobre el uso de los bienes que provee el mundo natural, estas formas se dirimen de acuerdo a la correlación de fuerzas vigente. Esto es, las fracciones del capital dominante, el capital transnacional y el accionar del Estado en torno al control/regulación, tanto como el contrapeso de actores en puja ante las modalidades de apropiación (fracciones del capital subalternas, trabajadores, pueblos indígenas).

Una primera reflexión a raíz de la descripción inicial de actores que participan del complejo hidrocarburífero en el área de explotación de Vaca Muerta es comprender que su composición y las relaciones productivas entre ellos está dada por el modo imperante de organización de la explotación, en particular sobre reservorios no convencionales. Está misma configuración, y su transformación, es condición de posibles desarrollos alternativos que superen la trayectoria de comoditización del recurso natural o bien común. Las acciones del Estado en dicha dirección, tanto como la operatoria de YPF SA, son elementos a seguir detenidamente en el escenario por venir. Sin desconocer el claro posicionamiento de estos actores desde una visión productivista, en un primer momento con un sesgo (o intención política) hacia la extracción para abastecimiento energético nacional.

El desafío en relación con ese accionar, como segunda reflexión, está en romper la lógica de acumulación privilegiada en torno a la renta de privilegio obtenida por la explotación hidrocarburífera. En dicha materia, el Estado nacional, los gobiernos provinciales, otros actores productivos y los actores sociales tienen un fuerte rol a cumplir. En este aspecto, es crucial no perder de vista que la composición de actores prevaleciente en la formación y, sobre todo, para la extracción no convencional, está liderada por actores transnacionales con la propiedad del equipamiento técnico específico para realizarlo. En tanto no se superen las lógicas de producción imperantes, difícil será contraponer otros sentidos a la explotación productivista de los hidrocarburos, tales como el de autoabastecimiento de energía.

La problemática más acuciante está, sin embargo, en comprender por parte de todos los actores involucrados en el complejo productivo hidrocarburífero aquello que está en juego en lo que a las técnicas de extracción y, aún más, el ritmo con el cual se pretende hacerlo, pueden provocar (y están provocando). Las visiones que ponen en el centro del debate a la naturaleza como totalidad resisten cualquier tipo de avance en este sentido.

Anexo

Figura 1
Vaca Muerta en Argentina
Secretaría de Energía (2019)

Cuencas sedimentarias

Figura 2
Área de explotación de Vaca Muerta
Secretaría de Energía (2019)

Figura 3
Pozos hidrocarburíferos12 en el área de explotación de Vaca Muerta
Secretaría de Energía (2019)

Figura 4
Concesiones13, yacimientos e instalaciones para producción de hidrocarburos en el área de explotación de Vaca Muerta
Secretaría de Energía (2019)

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Notas