Por Federico Aringoli.
En el Alto Valle de Río Negro circula una frase que pasa de boca en boca desde hace años sin mayor rigurosidad que la confianza en el vecino. El mensaje dice más o menos así: "Encontraron petróleo en la barda y las empresas vienen para acá". La oración parece verosímil porque el Valle es una de las zonas hidrocarburíferas más ricas de la provincia. Sin embargo, la idea aterriza de emergencia al constatar que Río Negro mantiene desde años una moderada participación en la renta petrolera nacional.
Pero algo puede cambiar. El giro petrolero que significaron las prórrogas del 30 de diciembre del 2014 abrieron una nueva perspectiva: el desembarco en Vaca Muerta.
Junto con los contratos petroleros, Río Negro firmó –por separado– la adhesión a la nueva ley petrolera nacional (Nº 27007) que centralmente categoriza a los no convencionales. La formación estrella del país se extiende varios kilómetros adentro de la zona noroeste de la provincia y atraviesa todo el Alto Valle.
Varias de las áreas que se extendieron tienen posición sobre la roca madre. Si bien no es zona de sweet spots, la prórroga de 10 años les permitió a las empresas proyectar inversiones y también liberó al gobierno de la encrucijada ambientalista, que se opone al avance petrolero en zonas de producción frutihortícola.
UN ÉXITO
El secretario de Energía de Río Negro, Marcelo Echegoyen, consideró un éxito los contratos conseguidos por las prórrogas de 12 áreas con las empresas Entre Lomas, Petrobras, YPF (más Ysur) y Tecpetrol. El monto estimado del movimiento que generarán estos acuerdos en la próxima década fue calculado en u$s 8.700 millones, con un fuerte impulso en los primeros cinco años (ver aparte).
Las negociaciones con las empresas, que nunca desencallaron de la arena política, terminaron por cerrarse en la ventana temporal que habilitó la nueva ley petrolera, pero sin ajustarse del todo a los nuevos términos. Por caso, desde el gobierno se asegura que de haber ajustado el "bono de ingreso" a la nueva normativa (que establece el pago del 5% de las reservas P1 y P2) habrían obtenido u$s 46,9 millones, mientras que tomando otros parámetros alcanzaron u$s 162,6 millones.
Las cuatro empresas presentaron para las 12 áreas (que representan el 78% del petróleo y el 91% del gas de la provincia) sus reservas certificadas. Sin embargo, los técnicos provinciales optaron por dejarlas en un segundo plano e incluso piensan en formar una consultoría con universidades nacionales para "limpiar" los números reales del petróleo bajo subsuelo. Uno de los objetivos de las renegociaciones del gobernador Alberto Wereltineck era construir un mapa más ajustado de la industria.
En cuanto a las regalías, otro punto en el que la ley rionegrina (4818) balanceó entre la norma nacional y la perspectiva propia, se acordó agregar tres puntos más sobre los 12 originales. Es decir que las áreas renegociadas comenzarán a pagar 15% de regalías durante los próximos diez años, cerca del tope de 18% fijado por ley nacional que, en el caso rionegrino, se alcanzaría con una nueva prórroga.
Pero para acoplar el nuevo porcentaje la Provincia debió ceder el punto progresivo de regalía que tenía atado al precio internacional del barril.
Pese a que el acento de las propuestas de inversión de las cuatro compañías está puesto en la explotación –por encima de la exploración–, en total se desembolsarán u$s 6.371 millones entre inversiones y gastos operativos. Se proyectan concretar 297 pozos productores, 170 reparaciones, 56 pozos exploratorios y 216 pozos exploratorios contingentes.
De acuerdo con los cálculos que recibió el propio Echegoyen, la curva total de petróleo se incrementará 1,5% en los primeros cuatro años. Para el gas, el aumento estimado es mucho más agresivo y espera trepar 6,7% en los primeros cinco años. Es decir que se sumarán 7.524.000 metros cúbicos de petróleo y 12.604 millones de metros cúbicos de gas. Actualmente, la producción anual de Río Negro es de 2,1 millones (7% del país) y la de gas de 1.650 millones (4%).
El cálculo de la proyección productiva no es azarosa. La Provincia recibirá en los próximos 10 años u$s 1.715 millones, que al cambio actual dan una cifra de 14.715 millones de pesos, unos 1.400 millones de pesos anuales (poco más de 7% del presupuesto). Se suman a los 1.396 millones de pesos del "bono de ingreso" y a otros 412 millones en concepto de remediación ambiental. Pero por fuera del cálculo oficial se hace otra cuenta que en la industria establece que por cada dólar en exploración hay otro en los servicios que rodean a la actividad.
Aun cuando la expectativa ahora está puesta en las restantes 11 áreas que faltan renegociar, la principal apuesta es la de YPF que renovó cinco áreas y otras dos en manos de Ysur (ex-Apache), entre las que se encuentra Estación Fernández Oro, el rico yacimiento gasífero ubicado en Allen, sobre el que se proyectan los principales desarrollos (ver aparte). Ésta es una de las pocas áreas rionegrinas en las que se utiliza la técnica de fractura hidráulica (fracking) para liberar tight gas de las arcillas.
Pese a que en los papeles ninguna de las empresas presentó inversiones para solicitar una concesión shale, lo cierto es que Río Negro con su adhesión a la ley 27007 se ajusta a legislación para aquel concesionario que quiera presentar en su bloque un proyecto no convencional.
De acuerdo con la norma vigente debería presentar un plan piloto con el proyecto de inversiones y, en caso de obtener el permiso, para una fracción del yacimiento en su poder se abre un nuevo período para el perímetro en cuestión de 35 años más prórrogas de 10 años.
Pero más allá de cumplir con las normas vigentes, el debate en el que se presentan como contrapuntos el petróleo y la producción primaria aún no está saldado y no hay muchas empresas en la industria que quieran dar ese paso inicial.
El área Estación Fernández Oro (EFO) es el principal yacimiento gasífero de Río Negro y la primera opción para el crecimiento de ese fluido en la provincia. Produce cerca de dos millones de mv/día, que representan casi la mitad de lo extraído en la cuenca, aunque la concesionaria espera duplicarlo en los próximos cinco años.
El área tiene 70 pozos en producción y la perceptiva, confiaron fuentes de la compañía, es alcanzar el centenar. El proyecto de Ysur para la EFO contempla un desembolso de u$s 820 millones, de los cuales 2/3 se destinarán a inversión y si los resultados exploratorios son positivos se abrirá una ventana para la inversión de otros u$s 250 millones.
La empresa tiene previsto realizar una reinterpretación de la sísmica 3D registrada con anterioridad. Este trabajo apunta a mejorar el conocimiento y la información disponible de la prospectividad del área. Y a partir de esos datos es que se ajustará el plan de perforación.
Según trascendió, el proyecto tiene carácter de intensivo y apunta a que los primeros resultados comiencen a verse en el segundo semestre de este año. Se espera que entre la última semana de enero y las primeras de febrero, la petrolera ingrese al yacimiento dos equipos de perforación.
Una de las características de la EFO es que se encuentra en una zona productiva del Alto Valle y realiza fractura hidráulica para extraer tight de arenas compactas. Por el impacto de la actividad y el despliegue de infraestructura que necesita, la compañía trabaja con el plan "EFO Sustentable" y prioriza el uso de locaciones múltiples con pozos dirigidos. Además la compañía se encuentra en pleno trámite para la certificación de normas de gestión ambiental ISO14000.
El monto total que las compañías petroleras desembolsarán entre inversiones y costos operativos asciende a u$s 6.371 millones.
YPF prorrogó las áreas Señal Picada/Punta Barda, Barranca de los Loros, El Medanito, Bajo del Piche y Los Caldenes y a través de Ysur Estación Fernández Oro y El Santiagueño. Propuso un bono de u$s 55,2 millones y otros u$s 26 millones para remediación ambiental (RA). Además invertirá u$s 1.016 millones para explotación y u$s 125 para exploración. Proyectó costos operativos por u$s 1.956 millones.
La brasileña Petrobras renovó las tres áreas que posee en territorio rionegrino: 25 de Mayo/Medanito, Jagüel de los Machos y Río Neuquén. Su oferta final fue de un bono de u$s 48 millones y u$s 15,3 millones por RA. Su inversión en explotación será de u$s 294 millones, en exploración destinará u$s 92 millones y dejará u$s 424 millones por costos operativos.
Por su parte, Entre Lomas renovó el yacimiento que lleva su nombre hasta el 2016. Presentó un bono de u$s 41,4 millones y 6,3 millones por RA. Para explotación destinará u$s 226 millones, mientras que para exploración destinará u$s 17,8 millones. Estimó costos operativos por u$s 250 millones.
El caso de Tecpetrol, que renovó Aguada Salada, presentó un bono de u$s 18 millones y u$s 310.000 en RA. En tanto destinará inversiones en explotación por u$s 61 millones, en exploración por u$s 68 millones y por costos operativos, u$s 105 millones.
La planificación a 10 años de YPF cuenta con 155 pozos de desarrollo, 1 de avanzada, 19 inyectores, 72 intervenciones, 18 exploratorios y 120 contingentes al éxito exploratorio. Además procederá al abandono de 1.017 pozos.
Para Petrobras la proyección es de 87 pozos de desarrollo, 72 reparaciones, 16 conversiones, 15 exploratorios y 29 contingentes. Además hará 35 abandonos.
La petrolera Entre Lomas propuso realizar 28 pozos de desarrollo, 4 reparaciones, 6 conversiones, 2 exploratorios, 2 de avanzada y 39 contingentes. Anticipó que abandonará un pozo.
Finalmente, Tecpetrol llevará a cabo 7 pozos de desarrollos, 7 exploratorios, 11 de avanzada, 18 intervenciones, 4 conversiones y 20 contingentes. Además realizará 12 abandonos.
Por Roberto Aguirre.
Un fantasma recorre los yacimientos: el ajuste. Parece una palabra extemporánea en épocas de la bonanza de Vaca Muerta, pero el derrumbe del precio del petróleo a nivel internacional y sus consecuencias a nivel doméstico obligaron a un violento cambio de perspectivas para todos los eslabones del sector.
Y las pymes empezaron a vivirlo en carne propia. Varias compañías locales recibieron llamados de las operadoras, sobre todo de YPF, para informar sobre una rebaja en los contratos, que ahora cotizan bajo el influjo del nuevo "barril criollo" de 77 dólares.
"No es que llaman para renegociar, llaman para avisar que vamos a cobrar menos", contó un empresario a "Río Negro Energía". Explicó que no tienen caminos para resistir el ajuste: "O aceptamos, o salimos a denunciar el contrato con todo lo que eso implica", indicó.
El titular de la cámara Ceipa, Marcelo Volonté, confirmó el cuadro esta semana. Aunque admitió que el sector también deberá ceder una parte, se quejó de que las quitas no fueron consensuadas. Pidió que el Estado evite el ahogo de las pymes con exenciones impositivas.
La mayoría de las empresas pequeñas amplió su capacidad de trabajo para subirse al boom de Vaca Muerta. Y lo hicieron con financiamiento propio. Una rebaja en los contratos las obligará a recalcular sus cuentas. Por lo pronto, aquellos que tenían planes de expandirse este 2015 pusieron el freno de mano.
Esta semana, un informe de Energy Consultants –del especialista Daniel Gerold– puso en palabras lo que muchos empresarios apenas insinúan en el sopor del verano. "La industria de exploración y producción en la Argentina debería afrontar un ajuste fuerte y considerable en un contexto de disponibilidad limitada de capital e incomprensión política y económica. La inflexibilidad gremial plantea un desafío mayúsculo, que requiere la comprensión de la dirigencia del país tanto en posiciones de gobierno como de oposición".
En otras palabras, si hay ajuste, éste debe alcanzar también al sector del trabajo. El titular de Petroleros, Guillermo Pereyra, ya desplegó su estrategia frente a la batalla que se viene. Según comentó a "Río Negro", espera que el cimbronazo alcance a su sector. Pero aseguró que prestó su acuerdo al "barril criollo" bajo la promesa de que no habrá despidos ni suspensiones en el sector.
Partidario de la realpolitik, Pereyra buscó llevar tranquilidad al sector admitiendo que se trabajará para mejorar la productividad, por ejemplo, para bajar la alta tasa de ausentismo que, según las empresas, tiene el sector. Incluso vaticinó que éste será un año difícil para encarar la ambiciosa tarea de un nuevo convenio colectivo de trabajo.
Las paritarias de marzo llegarán condicionadas como pocas veces. Máxime, tras haber arrancado luego de largas discusiones un bono en cuotas de 24.000 pesos.
EL PLAN DE GALUCCIO
Dos fuentes que participaron de las negociaciones que finalmente fijaron un barril a 77 dólares, contaron que Miguel Galuccio, CEO de YPF, se mostró inflexible: "El que quiera seguir, que haga un esfuerzo", dicen que expresó, aunque el tono de la frase cambia según quién la relate.
La compañía de bandera ya emprendió un plan para achicar costos. Uno de los caminos fue aplicar rebajas en los contratos. Pero por ahora no se evalúa bajar el ritmo en Loma Campana, su principal proyecto.
En la práctica, la petrolera deberá enfrentar como pocas el ajuste del 5% en los combustibles y del 8% en el valor del crudo Medanito que sale de Vaca Muerta. Es que, complicado el camino del financiamiento externo –a las altas tasas que paga Argentina deberá sumarse ahora el depreciado valor de las petroleras–, no tiene muchas alternativas para hacer caja y poder afrontar así los futuros pilotos que lanzará en Neuquén.
A diferencia de YPF, las petroleras majors poseen alta liquidez. Operan casi como petroleras-bancos. Y no son pocos los que pronostican un proceso de absorción de pequeñas y medianas compañías, en momentos en los que su valor está por el suelo, arrastrado por la caída del crudo.
Los primeros meses del 2015 serán clave para ver cómo evoluciona el mercado local. Y mucho dependerá de qué tan grande sea el gap entre el "barril criollo" y el WTI, que por estos días es casi del 50%.
¿Cuánto cuesta la baja del crudo para las empresas? Sacando la singular situación argentina, algunas cifras internacionales sorprenden. Cada 10 dólares que cae el petróleo, Exxom Mobil, la petrolera más grande del mundo, ve caer sus ingresos anuales en 2.800 millones de dólares, según un estudio de Barclays.
Para Chevron, la principal socia de YPF y más dependiente del crudo que su coterránea, la baja de 10 dólares impacta en 3.850 millones de dólares de su cash flow.
Esta brutal caída en la facturación puede ser asumida si se consideran proyectos a largo plazo. Pero mirando la foto y no la película, recorta la posibilidad de que se encaren nuevos proyectos.
Más allá de su economía, las compañías internacionales también están perdiendo valor de forma marcada arrastradas por el crudo, su principal capital. Sin embargo, en algunos casos, hay analistas que creen que el valor está subestimado y que es un buen momento para comprar acciones.
De los proyectos, los que más sufrirán a nivel internacional serán los no convencionales y el offshore. El problema vendrá, sobre todo, en los que están en marcha: por sus características, no se puede cerrar el grifo para esperar que pase la tormenta y luego abrirlo en épocas de petróleo caro. Abandonar el campo implica prácticamente firmar el acta de defunción de estos desarrollos.
