DENUNCIA DE TOLOSA PAZ
Tras la invasión rusa a Ucrania el escenario global de los hidrocarburos cambió de forma dramática. No sólo se dispararon los precios internacionales del petróleo, el gas y los combustibles, también se alteró la balanza comercial energética de gran cantidad de países.
La Argentina tiene una gran oportunidad con la explotación de la cuenca neuquina de Vaca Muerta, que ya suma importantes inversiones en la producción de petróleo y gas no convencional, si bien necesita retomar e incrementar las obras de infraestructura de gasoductos y oleoductos para viabilizar el potencial subterráneo disponible.
Sin embargo, las compañías nacionales y extranjeras que ya operan en la extracción de hidrocarburos, están priorizando sus inversiones en los pozos disponibles y seguir explorando en Vaca Muerta y migrando sus esfuerzos operativos a esa riquísima cuenca en desmedro de los cuadros maduros, que son aquellos que ya pasaron su pico óptimo productivo.
Por ejemplo, la multinacional Techint, está focalizando sus negocios a nivel local más en la producción de hidrocarburos de su petrolera Tecpetrol, que en su tradicional negocio de fabricación de tubos de acero. Y es que Vaca Muerta representa la mitad de las necesidades energéticas del país.
Por eso también YPF, la petrolera de mayoría estatal con más de un siglo de historia en el sector, desde hace más de una década apuesta fuerte en su plan estratégico en la cuenca neuquina junto a la estadounidense Chevron, con millonarias inversiones en la exploración y explotación de petróleo y gas no convencionales y 42% del área a su cargo.
El 12% está en manos de la empresa estatal provincial Gas y Petróleo del Neuquén S.A. y el restante 46% de la superficie se la reparten grandes operadores como ExxonMobil, Pan American Energy, Petronas, Shell, Tecpetrol y Wintershall, entre otros.
La compañía nacional de energía planea una inversión cercana a los US$5.000 millones en 2024 (US$700 millones menos que el año pasado), con foco en Vaca Muerta (US$3.000 millones). De hecho, en el primer trimestre del año ya realizó US$1.252 millones (4% menos interanual), según informó esta semana al presentar sus resultados operativos del período.
YPF comunicó a la Comisión Nacional de Valores (CNV) mejoras significativas en sus niveles de rentabilidad, con una ganancia neta de US$657 millones en el citado período y un incremento interanual del 3% en su producción total de hidrocarburos, con un promedio de 526.000 barriles equivalentes de crudo por día, impulsado en gran parte por el desarrollo de Vaca Muerta.
Mediante un comunicado se destaca que la producción de petróleo se mantuvo elevada en 255.000 barriles equivalentes diarios, un 7% superior al primer trimestre de 2023. La producción de crudo shale mostró un crecimiento interanual del 21%, alcanzando los 112.000 barriles equivalentes por día en el primer trimestre de 2024.
Como esta cuenca hidrocarburífera estrella tiene recursos probables o potenciales para más de 200 años, pero la ventana de oportunidad para extraerlos está condicionada para el gas por la transición energética al 2030 y por la agenda ambiental 2050 hacia la descarbonización, todas las compañías están focalizando sus proyectos en ese área y abandonando las operaciones en los pozos maduros de los yacimientos convencionales.
Al mismo tiempo, ante la llamada oficial a las grandes inversiones para el sector con ventajosas condiciones establecidas por el RIGI de la Ley de Bases enviada al Parlamento, las empresas que ya están operando con hidrocarburos a nivel local tienen que reposicionarse ante la virtual aprobación de ese régimen de incentivos con un nuevo marco legal.
Más allá de la Ley de Hidrocarburos vigente, y de la potencial amenaza para la cadena local de proveedores de máquinas, insumos y personal del sector que está implícita en el RIGI, desde YPF avalan ese capítulo del proyecto que ahora se debate en la Cámara de Senadores.
El presidente y CEO de YPF Horacio Marín pidió este lunes que el Congreso apruebe la Ley de Bases y advirtió que sin esa normativa no se podrán desarrollar Vaca Muerta, ni los proyectos de GNL, ni el offshore. “El gran objetivo final es que la Argentina exporte US$30.000 millones a partir del año 2031 entre YPF y toda la industria”, estimó el ejecutivo.
El plan de racionalización informado por YPF busca optimizar el portafolio del upstream convencional, permitiendo a la empresa continuar desarrollando las áreas convencionales y no convencionales, que aportarán mayor rentabilidad a la compañía y sus accionistas por dólar invertido, mediante una mejor alocación de sus recursos técnicos y económicos.
El objetivo de la nueva conducción de la compañía de mayoría estatal es “realizar una asignación eficiente del capital que priorice activos de escala que aporten mayor rentabilidad y resiliencia ante distintos escenarios”, según comunicaron a la Bolsa porteña.
Pero si todos apuntan a Vaca Muerta, o a su hermana menor Palermo Aike recientemente descubierta en Santa Cruz o a la exploración off shore en el mar argentino, que queda para los yacimientos convencionales de las demás provincias que, si bien tienen pozos maduros con recursos limitados o más complejos de extraer, implican recaudación para los subestados nacionales, una cadena de proveedores locales y miles de puestos de trabajo directos e indirectos.
El directorio YPF en pleno aprobó la cesión o reversión de la operación de 55 áreas en los campos más maduros y menos productivos, que no le resultan lo suficientemente rentables para una empresa de su escala, pero sí a pymes o UTE locales de Chubut, Santa Cruz, Mendoza y Neuquén.
En este caso se harán contratos de compra de petróleo por varios años, mientras que las áreas que requieren mayor inversión se licitarán y se pondrán a la venta. Las áreas de las que YPF se está desvinculando, representan el 60% de la producción de petróleo convencional y el 40% de la producción de gas convencional a nivel nacional.
Y para viabilizar la desafectación de esos yacimientos, que tuvo el voto positivo de los directores de las provincias y el negativo del director que representa al SUPeH, YPF hizo una revaluación de esos activos por el equivalente a US$1800 millones, si bien eso implica una pérdida patrimonial en sus balances.
En cualquier caso, la petrolera expresó que “colaborará de forma activa con el desarrollo local y garantizará los puestos de trabajo durante la transición, entendiendo que este proceso dinamiza la industria en su conjunto, ya que nuevas pymes locales podrán dar trabajo y desarrollo a cada región, explotando áreas que de otra manera no podrían hacerlo”.
Casi a fines del anterior Gobierno nacional, el Poder Ejecutivo envió al Congreso un proyecto de ley para crear un régimen de promoción para las áreas maduras de hidrocarburos firmado por Alberto Fernández, Sergio Massa y Agustín Rossi que no llegó a tratarse.
El actual Gobierno, por el contrario, impulsa el ingreso de nuevas inversiones con el RIGI, pero orientadas sobre todo al negocio más lucrativo del shale oil & gas, que es al que apuntan los grandes productores actuales y por eso es que YPF aprovecha la nueva realidad política para desvincularse de los bloques marginales.
El retiro de la petrolera estatal pone a los gobiernos provinciales donde están esas cuencas frente al compromiso de tomar decisiones urgentes sobre el destino de los campos involucrados, pero también sobre los pasivos ambientales que deja la explotación de YPF en los pozos que no continúen la actividad y deban cegarse.
