La previsión abre camino a las inversiones en la Cuenca neuquina

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El gobierno neuquino anticipa una nueva etapa de inversiones. Señalan el acuerdo entre las petroleras como el punto de partida para profundizar el sector que además, buscan interesados mientras disminuyen los costos de producción de hidrocarburos

Este año podría cumplirse una de las principales metas de mediano plazo que Energía tiene proyectada para que arranque la actividad: ganar productividad generando un mayor nivel de inversiones en los yacimientos de Vaca Muerta vía menor nivel de impuestos a los hidrocarburos y equilibrio en los costos de producción. Los recientes acuerdos con Shell y con Tecpetrol se suman a los ya asumidos con Chevron, Down y Total el año pasado y cuyos desarrollos piloto en el megayacimiento estarían dentro de los top five de los mejores pozos de Estados Unidos como los del Eagle Ford, la cuenca más productiva de ese país. El precio internacional del barril, si bien está lejos de los tres dígitos, se mantiene en igual nivel (US$ 55) desde el acuerdo de la Opep en noviembre último favoreciendo el humor de los productores locales.

YPF aportó entusiasmo cuando anunció que este año lanzara diez planes piloto de exploración no convencional en las áreas neuquinas, en momentos que se dicta la resolución que garantiza un sendero de precios para nuevos proyectos de gas no convencional a partir de 2018 hasta 2021. Ante este escenario el gobernador Omar Gutiérrez aseguró: “Vaca Muerta venia en segunda y ahora hay que poner tercera”.
A lo largo de este año YPF desarrollará las áreas de Salinas del Huitrín, Bajo del Toro, Cerro Arena, Bandurria Azul, Bajada de Añelo, La Rivera I y Rincón del Mangrullo. Estos proyectos de pozos testigo avanzaran con la sola participación de la petrolera argentina, sin la conformación de un joint venture como los acordados con Chevron, Petronas, Dow o Shell, no obstante queda abierta la posibilidad de incorporación de futuros socios. Esto fue comentado en una charla abierta por webcast que mantuvieron Ricardo Darre y Daniel González Ceo y Cfo de la petrolera con potenciales inversores extranjeros. “El joint venture firmado con Shell es el primero de muchos otros que vendrán” les dijo Darre.

En pleno proceso de ordenamiento de sus cuentas (lleva a cuestas una deuda de US$ 9.600 millones) la petrolera continúa buscando interesados, pequeños y medianos incluso, y revisando de modo estratégico los activos, aseguraron los ejecutivos. Esta aclaración surgió por la intención de venta de la participación accionaria de YPF en Metrogas y Profertil, junto a otros activos no estratégicos que podrían reportarle unos US$ 1.000 millones.

La productividad alcanzada en los pozos que operan en Loma Campana también está en sintonía con yacimientos importantes del mundo. Uno de los principales mayores logros para alcanzar rentabilidad fue el abrupto descenso de los costos de perforación horizontal en los yacimientos no convencionales de Vaca Muerta que pasaron de US$ 17 millones a 8 millones. Como resultado de la puesta en marcha de un plan de reducción de costos en shale oil y shale gas, YPF alcanzó su break even, es decir, el punto de equilibrio por encima del cual se obtienen ganancias. Hasta hace poco los costos de producción argentinos eran altísimos respecto de otros países productores, con el consecuente desaliento a la inversión. Pero a partir de enero de este año el Gobierno pactó con la industria un esquema decreciente de precios hasta empalmar con los valores internacionales, US$ 55 el barril.

La cuenca neuquina tiene garantizado ese piso hasta fin de año: el petróleo neuquino Medanito parte de US$ 54,9 y el Escalante US$ 48,3. El otro frente que se resolvió fue el de los reclamos de los trabajadores petroleros.

Con este horizonte despejado Shell y Tecpetrol sellaron acuerdos de inversión. La angloholandesa desarrollará un piloto con YPF en shale oil y shale gas. Después de la firma se abrió un periodo de exclusividad para las negociaciones entre las partes. El proyecto planificado para el área Bajada de Añelo comenzará tras el convenio definitivo y la aprobación de la provincia de Neuquén e implica una inversión de US$ 300 millones. La petrolera participa como operadora en la cuenca neuquina en Sierras Blancas, Águila Mora, Cruz de Lorena y Coirón Amargo Suroeste y está asociada con Total en La Escalonada y Rincón de la Ceniza.

La particularidad de este acuerdo es que por primera vez la petrolera estatal incluye ceder la operación del piloto en Bajada del Añelo a Shell.
Tecpetrol acaba de firmar un acuerdo de inversión por US$ 1.600 millones destinado a pozos no convencionales US$ 700 millones en inversiones de tratamiento y transporte de gas.

Una pieza fundamental para allanar el camino hacia la reactivación de los campos la movió Guillermo Pereyra, al frente del Sindicato de Petroleros Privados quien en enero pasado llegó a un acuerdo parcial con los petroleros. Ahora, aseguró que se pondrán en operación unos diez equipos de perforación en Vaca Muerta y destacó la devolución de la facultad a la provincia para incidir en los proyectos de inversión. “La pelota la tienen las empresas”, dijo.
Pereyra también se refirió a la extensión de los precios diferenciales para el gas no convencional y coincidió con el gobernador Omar Gutiérrez en las ventajas de la resolución aprobada por Nación.

“Esto le devuelve facultades a las provincias que el kirchnerismo le había quitado”, expresó el también senador por el MPN. Por otro lado, anticipó que en las próximas semanas participará de reuniones junto a Gutiérrez para exigir a las operadoras definiciones de sus planes de inversión. Sin embargo agregó que no existe apuros ya que el plan, que garantiza precios especiales, comenzará a regir en el 2018.
Entre las empresas que participaron de las discusiones y que habría asumido el compromiso de presentar proyectos si se garantizaba el precio del gas, mencionó a YPF, Total, Shell y PAE, como las principales. “Esto le devuelve a las provincias lo que la reforma de la Ley de Hidrocarburos le había quitado. Recupera la facultad sobre los recursos naturales como lo establece la Ley Corta”, reflexionó Pereyra quien votó en contra de los cambios introducidos en 2014.

La resolución 46-E/2017, que garantiza hasta 2021 un sendero de precios para nuevos proyectos de gas no convencional, establece que sean los gobiernos provinciales los que aprueben o rechacen en primera instancia las propuestas de inversión. De esta manera, por primera vez en los últimos años, los gobiernos locales tendrán injerencia directa en los precios de los hidrocarburos.
Otro punto clave indicado en el análisis acerca del horizonte que le espera al sector en general y a Vaca Muerta en particular, fue el tema de la competitividad de la cuenca a partir del desarrollo de infraestructura para el traslado del gas y el petróleo.

Para eso, se busca apuntar a la inversión conjunta del Estado y las empresas. “Si pensamos en perforar 1.000 pozos en un año en Vaca Muerta, necesitamos de infraestructura que incluya rutas, oleoductos y gasoductos y puertos. Porque si la oferta crece, vamos a necesita exportar”, dijo Teófilo Lacroze, titular de Shell.
Por su parte, el director de Total Austral, Jean Marc Hosanski, que enfoca el 90% de su producción a gas, indicó que “en Neuquén hay infraestructura para gas que ya existe” y la idea ahora es recuperarla.

Por eso, Hosanski se mostró optimista respecto de la posibilidad de que Argentina sea “autosuficiente y vuelva a ser exportador de gas” y agregó: “Los recursos son inmensos, a largo plazo la competencia será a nivel de costos”.
En cuanto a la posibilidad de que entren nuevos jugadores a invertir en Vaca Muerta, los empresarios coincidieron en que “no hay techo”.

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