La historia de la concesión de 11 áreas petroleras que la Provincia tiene en su poder arrancó en diciembre de 2014 y promete no tener epílogo al menos hasta que se despida 2015.
Es que mientras las 5 revertidas que maneja el Ministerio de Energía están marcadas por la transición al nuevo gobierno que asume a fin de año, la adjudicación de las restantes 6, en manos de Emesa (Empresa Mendocina de Energía SA) finalmente naufragó el viernes 3, al no venderse ni siquiera tres pliegos, el mínimo exigible.
En ambos casos se trata mayormente de áreas alguna vez exploradas por distintas compañías que, al desistir, finalmente volvieron al poder concedente, el Estado mendocino, como pasó con otras rondas. Expertos reconocen un mix, donde sólo algunas son de menos riesgo para el inversor y, por ende, más atractivas.
A principios de junio, Energía había instruido una serie de inspecciones para nutrir de información a la cuarta ronda licitatoria de los últimos 9 años. Concretamente, una “exhaustiva observación” de las áreas CN III Norte, CN 7/A, CNQ 7/a y B, Loma del Divisadero y Chachahuén Este, para “verificar el estado de las áreas, de los pozos y su estado ambiental”, a fin de diseñar el pliego de bases y condiciones.
El subsecretario de Hidrocarburos y Energía, Pedro Sánchez, las caracteriza como “áreas que están revirtiendo las empresas, y algunas licitadas que no captaron oferentes, en las cuales estamos haciendo el trabajo logístico”. Esto antes de admitir que en la órbita del Ministerio de Energía la definición está en veremos, más allá de modificar ciertos indicadores para hacer más atractivas las condiciones de inversión.
En términos de UT (Unidades de Trabajo), la variable que determina la retribución al inversor por kilómetro cuadrado de exploración y/o explotación, es la piedra en el zapato. Un factor financiero bajo análisis porque, para el funcionario, “todo cambia tanto que exige revisión constante”.
Sin precisar si el proceso concluirá antes de fin de año en plena transición política, Sánchez deja entrever más dudas que certezas .
“Nosotros hacemos el trabajo técnico, pero todo está siendo evaluado por el Ministerio. Lo principal es que las áreas tengan un dueño, que no queden en manos de la provincia, porque lo peor que puede pasar es tenerlas paralizadas. Será una cuestión de decisión política si salen o no”.
Se sabe que la licitación de las áreas ya es motivo de preocupación del gobernador electo, Alfredo Cornejo, y que está siendo incluido en la agenda de temas que están manejando junto a Francisco Pérez en el marco de la transición del gobierno.
Pese a que no sobran señales positivas, Emesa aún tiene una luz de esperanza para sacar a flote la segunda ronda licitatoria en sus 2 años de existencia, compuesta por 6 áreas: CC - B 17 C, Cerro Manzano C, Cerro Manzano D, Cerro Manzano E, Cerro Manzano F y Sierra Azul Sur-Calmuco, lanzada el 17 de diciembre pasado.
Sucesivos cambios en el cronograma de la licitación estiraron el plazo para la venta de pliegos al 3 de julio a la espera de una mayor convocatoria, pero el término llegó con sólo una oferta entre dos empresas, por Sierra Azul-Calmuco y Manzano C, a priori las más prometedoras.
“Debía haber al menos 3 adquirentes y sólo hubo uno, por eso quedó sin efecto. Ahora las áreas quedarán reservadas hasta un nuevo intento, siempre teniendo en cuenta las complicaciones del mercado de hidrocarburos a nivel internacional”, explicó Alejandro Neme, titular de Emesa, sobre una condición que desde el Ejecutivo aseguraron al gobernador electo, Cornejo.
Cornejo ya había manifestado su preocupación sobre cómo se resolvería la licitación de áreas petroleras en curso, caído el proceso que arrancó en diciembre. ¿Cómo sigue entonces el proceso licitatorio? Según Neme, “vamos a hablar con el gobernador Pérez y el gobernador electo, porque esto no puede paralizarse. Trabajaremos en que siga funcionando Emesa más allá de los tiempos políticos, y generar confianza” para futuros lanzamientos.
La ley 17.319 habilita a las provincias productoras de hidrocarburos, en el caso de áreas “abandonadas o de escasas reservas, a asociarse a capitales privados sin pagar derechos de explotación”. Es el recurso más a mano para la empresa estatal debido a que con permiso de exploración, ya se puede buscar operador y uno o más inversores.
En un esquema 20/80 o 10/90 para asegurarse financiamiento, Emesa acredita la concesión de las primeras 4 que licitó, en UTE con capitales privados. Por ahora, un pozo, gracias a su 12% de participación en Agua Botada (un yacimiento que explota con Roch S.A, y revirtió Sinopec), le reporta $ 150.000 bimestrales. En Sierra del Nevado y Puelén, junto a Pluspetrol y Geopark, como Lindero de Piedra (con Medanito S.A) espera la Evaluación de Impacto Ambiental.
Por eso, la Provincia podría ir a un cambio de planes para potenciar la oferta de áreas remanentes a futuro.
De acuerdo al subsecretario Sánchez, una opción sería reagrupar áreas junto a Emesa, a la luz de los buenos resultados de la primera ronda.
“La empresa tiene que ser selectiva, porque su capacidad de financiamiento es finita. Ampliarla depende de salir al mercado”, admite su presidente, Alejandro Neme, en cuanto a 2 modalidades viables: la licitación pública tradicional y contratos de asociación y locación de servicios.
La primera opción asoma como recomendable para los yacimientos de mayor potencial (caso Sierra Azul-Calmuco o Cerro Manzano). La segunda, para la mayoría de las revertidas.
Incluso la figura del TEA (Technical Exploration Agreement), un acuerdo para financiar la exploración. Esto es, cofinanciar el costo de estudios geoquímicos, en el orden de U$S 1 millón, para “recabar más información de base de un concurso, y así lograr mejores ofertas”.
A partir de formalizar un permiso al Estado provincial, como señala Neme, se constituye una sociedad con la misma composición, en el que la Provincia no asume el gasto como carrier. “Allí, si no hay éxito, el socio tampoco puede reclamar nada”, añade.
Por la crisis en Brasil y la creciente caída de las exportaciones hacia ese país, los directivos de Petroquímica Río Tercero solicitaron al Ministerio de Trabajo de Córdoba un Procedimiento Preventivo de Crisis con el que la empresa del Grupo Piero abre el paraguas frente a posibles suspensiones o despidos.
Petroquímica Río Tercero emplea a 406 trabajadores directos y otros 600 en forma indirecta. Produce diisocianato de tolueno (TDI), la materia prima de espumas y resinas poliuretánicas para proveer a las otras fábricas del Grupo: Colchones Piero, Suavestar, Colchones Cannon y Suavegom.
En su planta de Río Tercero también produce soda cáustica, hipoclorito de sodio, ácido clorhídrico y policloruro de aluminio, utilizado en la potabilización de agua.
Omar Barbero, secretario general del Sindicato del Personal de Industrias Químicas y Petroquímicas, dijo que “Petroquímica lleva 20 meses sin exportar TDI; por ahora se mantiene la producción para el mercado local. La empresa nos aseguró que no tiene otra salida más que el Procedimiento Preventivo de Crisis”.
Además, la patronal explicó a los operarios que la crisis se debe a que “importa insumos en dólares y vende su producción en pesos”. En sus últimos tres balances presentados por Petroquímica Río Tercero al Ministerio de Trabajo, se destaca una caída en las ventas del 40%.
El dirigente indicó que “la primera salida para el sector más afectado es el adelantamiento de una semana de vacaciones de 70 compañeros”.
-CN III Norte (Malargüe)
-CN 7/A (Malargüe)
-CNQ 7/a y B (Malargüe)
-Loma del Divisadero (Malargue)
-Chachahuen Este (Malargüe)
-CC - B 17 C (Las Heras)
-Cerro Manzano C (Malargüe)
-Cerro Manzano D (Malargüe)
-Cerro Manzano E (Malargüe)
-Cerro Manzano F (Malargüe)
-Sierra Azul Sur-Calmuco (Malargüe)
