Cuánto producen las áreas ofrecidas y qué ventaja tienen respecto de otros bloques maduros del país. Además, la carta que jugaría a favor de la continuidad productiva en la región. Dato adicional: ¿Cuál es la otra operadora que se retira, silenciosamente, de la región?
El próximo viernes 7 de junio es el límite para la presentación de ofertas por las áreas de las que se desprenderá YPF, entre las que se cuentan los bloques correspondientes a Chubut y Santa Cruz, si bien los activos de esta última no fueron concluidos en esta etapa. En medio de las cláusulas de confidencialidad y el entendible hermetismo, hay expectativas por lo que será “un primer filtro” por parte de la operadora, dentro del denominado ‘proyecto Andes’ (y en el marco del plan ‘4 x 4’), en un proceso que todavía demandará esperar, mínimamente, hasta agosto para conocer resultados.
No habrá grandes definiciones todavía, pero la fecha fijada para este primer hito en el proceso de traspaso de áreas en cuencas maduras, por parte de la principal operadora del país, acrecienta el interés casi ‘lúdico’ de cara a conocer cuáles de los potenciales interesados atravesarán este primer filtro y quedarán posicionados para ‘la recta final’, si pudiera asemejarse a una especie de carrera.
Un primer pantallazo puede dividir a los potenciales interesados entre ‘locales’ y ‘visitantes’, para agrupar a los oferentes entre firmas que ya se vienen desenvolviendo en la cuenca San Jorge y otros que pretenden hacer pie en la región.
CUÁLES SON LAS ÁREAS QUE SALIERON A OFRECIMIENTO PÚBLICO Y CUÁNTO PRODUCEN HOY
Los bloques de los que se desprenderá YPF en Chubut son 3, que incluyen un total de 8 áreas. El primero de ellos es el que integran Campamento Central-Cañadón Perdido, que tiene el simbolismo histórico de tratarse del primer lugar en el que se inició la explotación del petróleo, en el pozo número 2 de Km.3, el 13 de diciembre de 1907.
Ubicados en los alrededores o incluso dentro del casco urbano, estos yacimientos vienen con un fuerte declino en su producción, ubicándose actualmente por debajo de los 3.000 barriles de producción por día y 5.000 metros cúbicos de gas, según datos oficiales al mes de abril, lo que representa una baja del 9% con relación a lo que entregaban en enero.
La pérdida es mucho más significativa aun frente a marzo de 2012 (momento en que se decidió la nacionalización parcial de la compañía, por su baja producción), cuando producía 5.000 barriles diarios, por lo que la merma frente a aquel punto de partida es de un 40%.
Con relación a este bloque histórico, hay que añadir un dato que no se conocía hasta ahora y que pudo establecer ADNSUR a través de fuentes inobjetables.
La novedad se vincula con Enap Sietrol, compañía chilena que también inició un proceso de desprendimiento de activos, en este caso para vender definitivamente su filial argentina. La empresa tiene una participación del 50% en Campamento Central-Cañadón Perdido, en sociedad con YPF, y ya cerró la primer parte del proceso de selección del comprador. Además, tiene una participación menor en Termap y también está presente en la cuenca Austral, con importante explotación gasífera. La fecha de cierre de venta es el 5 de julio, lo que significa que el nuevo socio del área comodorense deberá evaluar la oferta que eventualmente se presente por este activo.
¿Cómo podría jugar esa circunstancia en la venta del área? De mínima, todo hace suponer que hasta que no concluya la definición del nuevo socio de YPF, no habrá mayores definiciones en la selección del futuro operador.
El bloque más importante en Chubut integra a las áreas Escalante-Trébol, que en abril último, al momento de iniciarse el ‘stand by’, producía unos 7.100 barriles por día (y 38.000 cúbicos de gas), con una merma del 2% con relación a enero y una caída superior al 12% en comparación con marzo de 2012.
A estas 4 áreas se suman participaciones en otras 3 que son operadas por Tecpetrol y en las que YPF tiene una participación menor, del 7%. Estas son El Tordillo, La Tapera y Puesto Quiroga, con producciones de mucho menor volumen, en el orden de los 400 barriles diarios de petróleo y 15.000 metros cúbicos por día de gas.
A éstas debe añadirse el área Restinga Alí, que no forma parte del ofrecimiento, sino que será revertida directamente a la provincia de Chubut, que deberá evaluar si la transfiere para su operación a Petrominera o si busca un nuevo oferente privado.
LAS ÁREAS DE CHUBUT EN EL CONTEXTO NACIONAL
Para tener una referencia del volumen de estas áreas, hay que recordar que YPF se quedará en Chubut con Manantiales Behr, que produce alrededor de 26.200 barriles por día y unos 630.000 m.3 de gas diarios. Este último es un valor marginal, pero el de crudo representa el 21% de la producción total de Chubut, encabezada por Cerro Dragón, 67.600 barriles diarios y unos 5,8 millones de metros cúbicos de gas.
También es necesario ubicar estos datos en el nuevo contexto energético del país. Neuquén ha superado ampliamente, desde el año 2020 en adelante, a Chubut en materia de producción petrolera, a partir de la explosión de Vaca Muerta, además de profundizar su liderazgo histórico en producción gasífera.
En abril de este año, Neuquén produjo unos 11,9 millones de barriles de petróleo, lo que significa casi 3 veces más que los 3,9 millones de barriles en Chubut, mientras que en gas la producción total de aquella provincia alcanzó los 90 millones de metros cúbicos diarios, es decir el 65% de la producción gasífera del país.
Estos indicadores explican también por qué la principal inversión de YPF y otras operadoras comienza a concentrase, casi por decantación natural, fuertemente alrededor de las oportunidades de Vaca Muerta.
EL INTERÉS QUE DESPIERTAN LOS ACTIVOS LOCALES
La magnitud de las áreas del golfo San Jorge evidencian una escala que despierta interés en compañías de determinada característica, que no están entre las operadoras grandes, pero que impulsan proyectos de crecimiento o se han conformado recientemente, a partir del retiro parcial de la empresa de bandera.
Un dato adicional, de no menor importancia según remarcaron fuentes cercanas al proceso, es que los activos de YPF en la provincia son los que más inversión han concentrado en los últimos años por parte de la petrolera, considerando los bloques maduros de los que busca desprenderse en todo el país.
La excepción corresponde a las áreas de Santa Cruz, que no están formando parte del ofrecimiento público lanzado por la operadora, ya que en ese caso se cree que habrá una primera reversión hacia Fomicruz, o en todo caso otro tipo de definiciones que se darán en una etapa posterior.
Respecto de las áreas de Chubut, hay que agregar también el interés que puede despertar el potencial de Puesto Quiroga, con algunos hallazgos recientes que inducen a pensar que podría haber buenos resultados futuros, tal como se reflejó en este informe.
No hay precisiones respecto de si el viernes 7 se conocerá algún indicio sobre los interesados, ni tampoco si YPF decidirá mantener o prorrogar esa fecha límite para la presentación de interesados. Al menos por lo que dijo su vicepresidente de Asuntos Estratégicos, Maximiliano Westen, semanas atrás, esa fecha es inamovible.
Sin embargo, en el sector se comenta que hay muy poca información técnica sobre los yacimientos, lo que dificulta la presentación de propuestas por parte de los oferentes. Quienes entienden el juego, aseguran que es parte de la estrategia de la petrolera, ya que esta etapa sería de un “primer filtro”, una especie de tamiz grueso para que decanten los interesados con mayor “respaldo” (palabra que se repite constantemente), a fin de avanzar en la preselección de candidatos para la recta final.
En la cuenca San Jorge ya se viene hablando de empresas potencialmente interesadas como Capsa, Pilgrim Energy, o la recientemente conformada NCY (“Nacimos con YPF”), a partir de un grupo de pymes regionales.
A estas firmas, conocidas en la región, se suman otras más externas, como Pecom, que si bien tuvo una histórica presencia con la operación en Pampa del Castillo, décadas atrás y ha vuelto a brindar servicios en la cuenca, no está tan presente en el registro de los últimos años; y Andes, de Mendoza, formada por ex directivos de YPF. Incluso hubo menciones a Petróleos Sudamericanos, otra empresa originaria de tierras mendocinas.
“A juzgar por la cantidad de pactos de confidencialidad firmados, hay mucho interés”, confió uno de los observadores del proceso, aunque no abundan las precisiones.
Hay quienes advierten que las empresas con mayor presencia en la región podrían tener más ventaja que las ‘foráneas’, que si bien muestran interés por los activos, no apostarían por una sola área, sino por un conjunto, de manera de hacer viable la inversión requerida.
“No es lo mismo para una empresa como Capsa, que está al lado de la operación y tiene sus instalaciones ya en actividad, que para una firma que tiene que llegar y desarrollar toda esa inversión inicial”, explicó uno de los hombres de negocio que dialogó con esta columna, para graficar las complejidades que afrontan los ‘visitantes’, si se permite el término futbolero.
De todos modos, muchas de las ventajas pueden desaparecer cuando se analice “la espalda financiera” detrás de cada oferta, lo que será evaluado en detalle por la operadora, que si bien ya no muestra interés en las áreas, tampoco estaría dispuesta a regalarlas.
LA GARANTÍA QUE JUEGA A FAVOR DE LA PROVINCIA, DE LA MANO DEL PASIVO AMBIENTAL
En ese plano, hay que aclarar que la principal operadora del país no buscaría tanto un negocio conveniente con la venta de la concesión, sino, sobre todo, asegurarse que no tendrá dolores de cabeza a futuro, de aquellos que pueden impactar negativamente en su cotización bursátil.
Tal como se repite desde la conducción de la operadora, apuntan a un proceso ‘clean exit’, en el que el nuevo concesionario se quedará no sólo con las áreas, sino también con el pasivo ambiental, cuyo costo de remediación será deducido del precio final.
El Estado provincial mantiene su posición, que apunta a refrendar en una próxima ley regulatoria, de que el responsable del pasivo es el que concesionario original del área, por lo que la transacción será aprobada con el compromiso de remediación asumido por parte de ambas compañías, pero con la responsabilidad final en manos de la operadora de bandera.
“El mayor interés para YPF en esto es asegurarse de que la empresa que compre la operación va a poder responder a las exigencias de remediación ambiental y que ese reclamo no se va a terminar volviendo en contra de la compañía que conduce Horacio Marín”, confió una fuente del gobierno provincial. Por eso, insistió, el respaldo detrás de los interesados será evaluado en detalle por la petrolera, a fin de “no comprarse” un problema futuro.
UN TRASPASO NO EXENTO DE POSIBLES CONFLICTOS
Además de la remediación ambiental y los impactos que hay en el área urbana que creció alrededor del campamento petrolero, con pozos que habrá que determinar en qué cantidad están para abandonar definitivamente y cuántos podrían reactivarse, está precisamente la duda sobre el nivel de actividad que concentrarán el o los nuevos operadores.
Ese plano se vincula no sólo la cantidad de puestos de trabajo, que no es un detalle menor. Algunos de los interesados consultados por ADNSUR reconocieron que gran parte de la mano de obra podrá ser absorbida en función de los trabajos para revertir la curva de declino que vienen mostrando los yacimientos, pero otros admiten que no será sencillo brindar ese tipo de garantías.
“Hay que considerar que si YPF venía invirtiendo alrededor de 200 millones de dólares por año en estos bloques y aun así no podía detener el declino, el nuevo operador va a estar por debajo de esos números. No lo veo, al menos en los primeros dos años”, reseñó uno de los hombres que por estas horas evalúa presentar una oferta.
Las alusiones a esos problemas coinciden con lo expresado por el presidente de la compañía, Horacio Marín, al momento de fundamentar la decisión de desprenderse de estas áreas, con relación al alto costo de mantenimiento y su decreciente producción:
“Hay que poner en caja los costos operativos -siguió evaluando el potencial oferente-, sin crear conflictos, hablando con todos los actores de la cadena de valor. Pero si producir un barril de petróleo en Vaca Muerta cuesta 3 dólares y en San Jorge 45, con rendimientos que casi no tienen comparación, tenemos que entender que la única forma de activar es volver a ser eficientes”.
Por eso, toman distancia de los planteos escuchados desde el gobierno de Santa Cruz, respecto de la exigencia de que los nuevos operadores deberán garantizar un equipo perforador por área: “Se pueden pedir 10, pero el tema es que, si no resulta rentable perforar, nadie lo va a hacer”, fue la obvia conclusión.
Además, el nuevo concesionario deberá resolver los contratos de empresas que hoy brindan servicios a YPF, lo que implica que algunos podrían ser revisados, más allá de la garantía del traspaso inicial y el compromiso para sostener los puestos de trabajo.
Una garantía que, para los tiempos por venir, puede resultar no muy sólida. Incluso Jorge Avila reconoció en la última semana que “hay más gente parada de lo que se pensó” inicialmente, ya que inevitablemente algunas empresas de servicios han quedado sin actividad, mientras se define un traspaso que demandará al menos 2 meses más.
De la capacidad para construir un nuevo equilibrio productivo, en base al real interés de empresas sólidas para tomar la posta y un Estado con reflejos para anticipar impactos negativos profundos, dependerá la extensión del próximo invierno. Sólo entonces se podrá saber, allá por fines de agosto o principios de septiembre, si todavía es posible esperar una nueva primavera para la cuenca San Jorge