VICTORIA TERZAGHI
La operadora independiente Retama había accedido a un área de GyP, pero no logró reunir los fondos necesarios y perdió el bloque
El año comienza en las tierras de Vaca Muerta con una mala noticia: La primera compañía petrolera independiente de Estados Unidos en ganar la licitación de un área hidrocarburífera en la Cuenca Neuquina acaba de perder esa concesión por incumplir con los plazos para comenzar los trabajos exploratorios.
Se trata de Retama Argentina, la subsidiaria local de la norteamericana Retamco de Steve Gose. A fines de noviembre de 2017 el gobierno neuquino se había mostrado exultante por la llegada de esta firma en lo que fue la quinta y última ronda licitatoria de áreas que organizó dentro del programa Nuevos Horizontes la empresa del Estado, Gas y Petróleo del Neuquén (GyP).
Tanto desde el gobierno como desde GyP se destacaba la trascedencia de la llegada de la primera pequeña petrolera independiente norteamericana a Vaca Muerta, pues se perseguía el objetivo de emular el boom que tuvo en Estados Unidos el shale de la mano de este tipo de empresas.
Previamente a la adjudicación se había realizado un sondeo de la seriedad de la firma y se determinó que sobre 8.608 pequeñas y medianas empresas petroleras del país del norte, Retamco se ubicaba en el puesto 63 por la cantidad de acres en su poder.
Pero había algo que no podía tenerse en cuenta en el análisis realizado en ese momento, y es el impacto que tendría la devaluación del peso argentino y la disparada del riesgo país en el financiamiento al cual pueden acceder las petroleras que no formen parte del club de las grandes ligas.
La firma pidió una prórroga a Neuquén para poder conseguir los recursos, pero finalmente el pasado 17 de diciembre se resolvió dictar la caducidad de esa concesión exploratoria por el área Parva Negra Oeste.
“La empresa había hecho una propuesta de inversión bastante agresiva y estaban por cerrar en noviembre, pero por la inestabilidad global y en especial de la Argentina, los socios que tenían ya apalabrados se salieron del acuerdo”, aseguró el ministro de Energía de Neuquén, Alejandro Monteiro.
“Retama ya había pedido una prórroga para poder comprar los equipos que se la dimos a cambio de una garantía y ahora volvieron a pedir otra pero se decidió no dársela y caducar la concesión”, aseguró el presidente de GyP, Alberto Saggese. Y agregó que “en total terminaron perdiendo 1.100.000 dólares entre la garantía de oferta inicial y la que tomaron para extender el plazo”.
Retama Argentina planteaba invertir 1.000 millones de dólares entre este año y 2022 para explorar y producir en el área. Según detalló el CEO de la firma, Michael McElwrath, al sitio especializado IIICORP, el plan incluía una primera fase con cuatro pozos exploratorios a realizar este año y un segundo tramo en el que se realizaría una planta de tratamiento de gas y un gasoducto de 15 kilómetros.
Las concesiones frustradas parecen ser la constante en el área Parva Negra Oeste, dado que antes de ser adquirida por Retama Argentina, ya había tenido un proceso que terminó siendo revertido.
En 2014 durante el gobierno de Jorge Sapag en Neuquén el bloque fue concesionado a la ignota firma pampeana Enercana S.A. la cual finalmente no consiguió los fondos para realizar el plan comprometido y también perdió la concesión.
La reversión del área marca también un revés para el desarrollo de Vaca Muerta a pocos meses de que el gobierno nacional apostara a tentar al mismo segmento de compañías independientes con el roadshow que encabezó el ahora exsecretario de Energía, Javier Iguacel, por Estados Unidos.
Saggese reconoció que “se perdió la primera empresa chica que era una buena bandera, lo que buscábamos para el desarrollo”. En tanto que Monteiro indicó que “las grandes operadoras tienen mucha caja y respaldo, pero no las empresas chicas como esta”. Y remarcó que “creemos que el interés por Vaca Muerta sigue estando, por lo que para mí esto puede ser como dar un paso atrás para avanzar con más impulso”.
La situación económica nacional no sólo parece haber afectado a Retama Argentina sino también a otras empresas potencialmente interesadas en ingresar a Vaca Muerta, dado que por primera vez en más de una década, el corte para la recepción de ofertas para acceder a áreas de GyP terminó sin interesados.
“Es la primera vez que nos pasa”, explicó Saggese y agregó que “tuvimos cinco rondas licitatorias antes y luego cuatro cortes trimestrales y este, que es quinto corte trimestral y que cerró a fines de noviembre, terminó sin ningún interesado”.
Si bien desde GyP se advierte que gran parte de las áreas con mayor potencial o con mayores estudios previos ya fueron concesionadas, no deja de verse con preocupación la situación y es por esto que se optó por extender el próximo cierre –que debería ser en febrero– para fines de marzo.
El bloque había sido licitado por la estatal neuquina GyP en 2017. La firma tuvo dos malas noticias juntas porque cerró por primera vez una ronda sin oferentes.
“La explicación que nos dieron es que no llegaron a reunir los fondos necesarios por la situación de Argentina, por la crisis”.
Alejandro Monteiro es el ministro de Energía de la Provincia de Neuquén.
GyP apunta a calzar el incremento de la producción con los repagos
La petrolera estatal Gas y Petróleo del Neuquén (GyP) deberá comenzar a abonar a partir de marzo su participación en las áreas que concesionó. El presidente de la entidad, Alberto Saggese, explicó que para ello esperan poder calzar el incremento en la producción de los bloques con los compromisos de pago.
El año pasado GyP acordó con la mayoría de las petroleras que accedieron a las áreas que licitó una extensión de la fecha de inicio de sus pagos que en conjunto representan más de 250 millones de dólares.
Es que sobre una cartera de 98 áreas en sus manos, la petrolera estatal ya firmó casi 60 concesiones de las cuales 35 se encuentran en actividad y le permiten a la firma contar con una producción diaria de más de 3.000 barriles equivalente de petróleo.
“Prácticamente acordamos con todas las empresas empezar a pagar en 2019, a excepción de un área que comenzará en 2020”, detalló Saggese en diálogo con “Río Negro Energía”.
La petrolera del Estado neuquino se asoció con las adjudicatarias de las áreas por medio de un sistema de acarreo o carry equivalente al 10% de los activos. La firma local no realizó inversiones en las etapas de exploración por lo que deberá ahora compensar esa participación.
“Cuando negociamos la extensión de los plazos lo hicimos calculando el momento en el que estarían entrando algunas áreas en desarrollo masivo y con el reciente anuncio de Shell estimamos que no nos equivocamos en la cuenta”, indicó Saggese.
La firma cuenta con el 10% de la participación en dos de las tres áreas que la angloholandesa anunció la semana pasada que ingresarán en la fase de desarrollo intensivo a partir de este año.
La estrategia de GyP consiste en utilizar el incremento de la producción que proporcionalmente le corresponde para saldar los pagos, aunque también cuenta con fondos propios acumulados a partir de la producción que ya ha alcanzado.
De hecho GyP obtuvo ganancias netas en los últimos balances por lo que además de contar con fondos en plazo fijo también aportó millonarios dividendos a las arcas del gobierno neuquino e ingresos por más de 285 millones de dólares.
Para concretar la operatoria Saggese explicó que “lo que hacemos es pagar parte del repago con la producción para lo cual tomamos sólo el 5%”.
“Teníamos muchas expectativas con el ingreso de esta primera empresa independiente pero la situación del país la afectó”.
+ 143 kilómetros cuadrados es la superficie del área Parva Negra Oeste. Se ubica en la ventana del gas.
+ 10.000.000 de dólares abonó a la provincia por el acceso al área que finalmente terminó perdiendo.
+ 76.250.000 dólares sumaba el plan de trabajos exploratorios que presentó la firma en el 2017 al momento de alzarse con la licitación.
