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| El contrato con Tecpetrol está casi cerrado |
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| Tal como se anticipó meses atrás desde esta columna, el año 2010 sigue siendo el horizonte inmediato para la extensión o prórroga de los contratos de concesión de áreas que, próximas a vencer (en el año 2017) operan hoy empresas como Tecpetrol e YPF en la provincia de Chubut. En los últimos días, tras la presentación del plan de inversiones para el corriente año por parte de Pan American y los buenos resultados que funcionarios y empresarios coinciden en atribuir a esa primera extensión contractual, trascendió que al menos uno de los contratos arriba mencionados ya estaría concluido desde su contenido técnico, restando por adoptar definiciones de tipo político, que competen a la órbita de decisión del gobernador de la provincia. |
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Un cerrado hermetismo rodea a los aspectos vinculados a la negociación de la prórroga del contrato de Tecpetrol. Sin embargo, pudo establecerse que la casi totalidad de las consideraciones técnicas del “borrador de contrato” ya estaría consensuada entre empresa y representantes de la provincia, aunque ninguna de las fuentes directamente vinculadas al proceso de negociación aceptó confirmar la especie.
Pudo saberse sin embargo, a través de trascendidos que circulan en voz baja en diversos “pasillos” del sector petrolero, que el contrato ya tiene un alto grado de avance en lo que respecta a aspectos técnicos.
De acuerdo con estas especulaciones, los negociadores de la provincia parten de la base de una buena performance de la operadora, que trabaja en el área de El Tordillo: se tiene el convencimiento de que no hay un operador más adecuado para la misma, considerando su experiencia en el lugar y el comportamiento asumido durante la concesión, que comenzó hacia el año 1992, tras la desregulación de la actividad hidrocarburífera.
También el sindicato Petrolero formuló públicamente, tiempo atrás, una evaluación positiva del comportamiento de la compañía del grupo Techint, reconociendo que mantuvo sus niveles de actividad y puestos de trabajo en los peores momentos de la crisis petrolera, cuando el crudo tocó los 11 dólares por barril a fines de 1998.
Entre las cuatro áreas más productivas del país
Se trata, en rigor, de una de las áreas más productivas del país, considerando que su producción diaria promedió en octubre y noviembre último 3.583 y 3.539 metros cúbicos día, respectivamente#.
En efecto, si bien no escapa a la tendencia general de la mayoría de los yacimientos que vienen declinando su producción (en enero y febrero de 2007 su producción promedió 4.181 y 4.234 m3/d, respectivamente), el área de referencia supera por ejemplo a la producción de Los Perales, que entregó 2.933 metros cúbicos diarios en octubre y bajó a 2.500 m3/d en noviembre último; o Manantiales Behr, con 2756 y 2.474 m3/d, respectivamente (ambas operadas por YPF).
Vale recordar que el área más productiva del país es Anticlinal Grande-Cerro Dragón (ubicado en Chubut), con un total aproximado de 15.000 metros cúbicos por día; le siguen otras dos áreas ubicadas en la provincia de Neuquén, con promedios de 6.000 y 5.000 metros cúbicos diarios; y luego aparece la mencionada área de Chubut, que es operada por Tecpetrol y que también tiene una participación societaria de YPF.
Entre los argumentos que postularían los negociadores de la provincia para recomendar la prórroga del contrato de concesión de El Tordillo, se contaría el esfuerzo de inversión realizado en el año 2008, que significó, según datos que trascendieron con sordina, una fuerte inyección de capital pero que no arrojó los resultados esperados en cuanto a una suba proporcional de los niveles de extracción.
Sin embargo, se mantiene la actividad en virtud de una mayor tecnologización y la suma de esfuerzos para obtener más petróleo (por ejemplo, mediante recuperación secundaria y terciaria), aunque en este punto juegan como limitantes los factores vinculados a la regulación del mercado energético argentino: los precios del mercado interno, que apenas están despegando de los 42 dólares de referencia por barril, se mantienen muy lejos de los 80 dólares que por estos días muestra la cotización internacional.
“Si bien es cierto que la producción viene en baja, no es por desinversión, sino porque se trata de un yacimiento maduro –dijo un observador del mercado energético-. La producción se puede mantener mediante técnicas nuevas, no convencionales, pero si los precios del mercado no justifican los costos de estos sistemas, se hace más difícil viabilizar esa inversión”.
No pudieron conocerse otros detalles del posible contrato: el tiempo de duración, se supone, es de diez años (tal plazo se incluye en la cláusula de opción de prórroga de los contratos vigentes), con lo cual puede estimarse que la concesión se estiraría hasta 2027. Lo que ocurra a partir de ese punto ingresa en las decisiones de tipo político que deberá adoptar el gobernador, por caso podría aplicar una fórmula similar a la del contrato con Pan American (en el que se estableció que desde ese año, el operador será la provincia y la petrolera pasaría a trabajar como contratista de la misma).
También debe definirse en el plano político el valor del bono de la prórroga. En el caso del contrato con PAE fue de 120 millones de dólares, pagaderos en 4 cuotas anuales de 30, de los cuales hasta ahora la provincia ha cobrado 90, según informó el vicepresidente de esa compañía durante su reciente rendición de cuentas y anuncio de plan de inversiones 2010.
Cuando los términos del contrato en discusión se hagan públicos, habrá que observar también lo correspondiente al renglón de reposición de reservas y el horizonte que la provincia fije como meta (en base a las pautas de inversión exploratoria anual que se determinen en el contrato) para el momento en que el área le sea restituida.
Costos internos y externos
Según se lee en un informe del diario “Noticiasonline.org”, el gobernador de esa provincia, Jorge Sapag, recibió durante una visita a Houston –Estados Unidos- un documento de empresarios petroleros, quienes advierten la diferencia entre los costos laborales de Argentina y los de otros países del mundo.
De acuerdo con la información, el costo de operación de un equipo de perforación de 1.000 H.P asciende en Neuquén a 17.000 dólares, mientras que una unidad similar cuesta en Estados Unidos 13.100 dólares por día y, en Egipto, 12.500 dólares diarios.
Más allá del cuestionamiento de los empresarios norteamericanos hacia el costo laboral argentino (compuesto no sólo por salarios, sino por cargas sociales e impositivas) en el planteo entra también el tema de los menores precios que reciben el petróleo y el gas argentino, desvinculados de los precios internacionales y provocando distorsiones para la evolución del sector.
Es posible también que el mismo costo sea todavía un poco superior en la cuenca del golfo San Jorge, caracterizada por mayores aportes salariales zonales y por un menor precio de referencia para su petróleo que el extraído de los yacimientos neuquinos.
Se trata, en suma, de elementos que juegan a la hora de planificar actividades hidrocarburíferas y que hacen al contexto de alta complejidad en el que se definen contratos que, celebrados hoy, fijan las coordenadas de un futuro no tan lejano para la región.
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