“No hay exploración fuerte que siga dando reservas convencionales

Published 3 semanas ago -


 

En Neuquén no sólo se habla de Vaca Muerta, los hidrocarburos convencionales que históricamente aportaron al país y a la provincia vienen en declive. José Gabriel López, subsecretario de Energía de Neuquén aseguró que la provincia no van a rescindir regalías y mostró preocupación, no sólo por el desarrollo del shale sino por los convencionales.

Vaca Muerta se ve hoy como uno de los grandes negocios de la región. ¿cómo se preparan para este boom? ¿cuánto es lo que esperan en inversiones?

Neuquén ha llegado a tener us$ 5.000 millones anuales de inversión en el 2014, que fue el año donde comenzó a hablarse con seriedad de Vaca Muerta. Nosotros tenemos un régimen bastante estable de inversiones convencionales que andan en el orden de los us$ 1.500 y 2.000 millones anuales. Eso es lo estable. Obviamente va en decadencia por la madurez de los campos y porque ya no hay mucho interés en seguir explorando lo convencional.

La vedette hoy es lo no convencional. El país necesita gas, Neuquén necesita recursos para atender la demanda de la población, entonces hay que apostar a lo que da más rendimiento en el menor tiempo posible.  De manera que las compañías y nosotros como ente regulador, tenemos que dedicarnos al desarrollo de las no convencionales.

¿Qué es lo que hace falta para desarrollar los shales y tigh de gas y de petróleo?

Un ritmo de perforación muy acentuado, un régimen de factoría de perforación. El tigh no necesita tanto porque está ubicado en lugares separados pero el shale es todo continuo en la zona núcleo de la provincia. Verdaderamente hablar de 15 o 20 mil millones no es descabellado en el marco de lo que se debe hacer.

Hay suficiente potencial en términos de recursos para invertir ese dinero y mucho más para extraer hidrocarburos. Cuáles son las posibilidades concretas de hacer inversiones en el marco de una provincia que no tiene toda la infraestructura, que no tiene todas las condiciones. Hay que ser razonable en este sentido.  Hay que crear las condiciones para que se puedan invertir esos montos de un día para otro. Creo que va andar entre los us$ 5.000 y 15.000 millones en los próximos diez años. En cinco años vamos a estar consolidando los pilotos que hoy están desarrollando o a mitad de camino y vamos a tener algún otro piloto nuevo, es decir, que en cinco años vamos a estar confirmando que Vaca Muerta es competitiva con otros players del resto del mundo y que las empresas están decididamente orientadas a invertir en la Argentina y en Neuquén en particular. Obviamente que de acá a cinco años vamos a tener más producción que la que tenemos ahora y hasta, probablemente, podamos estar hablando del autoabastecimiento. Pero no creo que podamos estar hablando de us$ 15.000 millones de dólares en cinco años.

¿Las inversiones para los no convencionales cuándo llegan?

Las recientes inversiones anunciadas corresponden a la etapa piloto de los proyectos pero hay ponerlos. Hoy el horizonte tiene un plazo de cuatro años, que es el plazo de la resolución que garantiza el precio. El régimen de concesiones no convencionales es por un piloto de hasta cinco años y después los 35 años en total. Esos primeros cinco años se están transitando. En el piloto estamos hablando de aquí hasta el 2020. En ese plazo es que esas inversiones se van a constituir. Estamos hablando entre us$ 5, 6 ó 7.000 millones.

Estas rondas licitatorias son muy interesantes pero a futuro. Hoy la potencialidad neuquina pasa por las concesiones que ya están otorgadas. Uno puede ver una ventana en asociaciones. Las empresas, para venir a invertir no van a obtener nuevos campos. Estos campos que estamos licitando ahora son marginales no porque tengan poco hidrocarburo sino que tienen un hidrocarburo muy bueno –estamos hablando de tigh, gas sand– pero no tienen instalaciones de superficie. Al no haber capacidad de transporte y comercialización no hay posibilidad de explotación.

¿Quien haría esas obras de infraestructura?

Eso lo estamos empezando a discutir en estos momentos. La provincia tiene un plan de desarrollo. Aquí hay que sentarse con Nación y con las empresas a sincerar quien es el que pone el primer peso para desarrollar todo esto.

¿El Estado quiere hacer obras de infraestructura?

Hay obras de infraestructura que las tienen que hacer los privados. Del pozo al troncal la tiene que hacer el privado. Ahora el troncal, ¿lo tiene que hacer el privado? A lo mejor si, a lo mejor lo tiene que hacer la Nación, a lo mejor lo tenemos que hacer entre todos. Ahí tenemos una discusión. Tenemos que sentarnos a ver cómo hacemos las grandes obras.

Lo cierto es que históricamente las grandes obras de infraestructuras se hicieron a través del Estado…

Ahí está el problema. Las empresas dicen que ellas tienen que sacar el hidrocarburo y que es el Estado el que debe hacerse cargo de la infraestructura. Pero la otra cara de la moneda, que es la del Poder público, que tiene que entender las necesidades de la población, la Nación tiene lo suyo y la Provincia también. Es decir, nosotros no recibimos todavía las regalías con las que podrían hacerse las obras. Si me adelantan las regalías no pueden invertir. Ese es el círculo que tenemos que saber manejar como consorcio porque en definitiva es eso.

¿Haber sacado las retenciones a las exportaciones es suficiente?

Hoy por hoy no, si no hay exportaciones.  Pero es un signo político. Las retenciones a la minería sí fue una gran decisión porque reactivó la actividad. La Argentina sigue siendo un buen país para invertir. Por ejemplo en lo que se refiere a nuestros desarrollos en relación a la problemática de países como México a nivel político, la que puede tener Colombia a nivel geográfico. Nosotros para producir Vaca Muerta no tenemos ningún inconveniente, es decir, no hay grandes complicaciones para desarrollar los hidrocarburos en Neuquén. Y eso los inversores extranjeros lo ven.

¿Hay otras empresas interesadas?

La parte comercial está manejada por G&P. Fue una muy buena elección haber puesto a Alberto Saggese al frente de G&P es una persona con una larga trayectoria en la industria y compañías líderes.

El está promocionando desde G&P el avance de las rondas licitatorias y es él quien recibe a los potenciales inversores. Nosotros desde la Subsecretaría como órgano de control y entidad de aplicación lo que hacemos es monitorear toda la parte documental y estructural de los negocios pero no nos metemos en los negocios.

G&P tiene 56 áreas para licitar…

Son seis por licitación y cincuenta que van a quedar en una especie de licitación abierta .

¿Pretenden desprenderse de las áreas o buscar asociaciones?

No desprenderse no. De hecho la titularidad la va a mantener G&P. Se va a hacer un contrato con la empresa de servicios para que produzca , cada uno participa de esa producción, pero el hidrocarburo extraído entiendo va a ser de la compañía operadora y después si, eventualmente, en la etapa exploratoria deviene en el descubrimiento y en la comercialización y se dan las bases para que pueda otorgarse una concesión esa concesión se le va a otorgar a G&P y el contratista va a seguir siendo contratista de G&P.

Esto se licita en mayo. Los cierres y las evaluaciones son alrededor de septiembre. Este año quedan adjudicadas. Son áreas de las zonas centro-noroeste de Vaca Muerta. Es gas seco.

De las mejores zonas que puede llegar a haber si hubiera infraestructura. El único problema ahí es que son un poco más profundas que la zona más central de la cuenca.

¿Y no le convendría a la provincia hacer las obras de infraestructura?

Hoy no está en la política de la provincia invertir en infraestructura para extraer hidrocarburos. El inversor tiene que venir, hacer el pozo horizontal, confirmar las condiciones de su acreare de Vaca Muerta y a partir de ahí sí se va a dedicar a la producción va a tener que hacer todo lo que haga falta. De eso se trata. Dentro del plan general de la provincia, tenemos los proyectos necesarios para hacer las grandes obras pero en la conectividad para el transporte comercial lo tiene que hacer el inversor.

¿Cuanto estiman recibir en regalías?

No podemos hablar de números porque todo esto puede llegar a ser un gran delirio. Lo que sí puedo decirte es que no vamos a rescindir regalías y eso que la ley permite rescindir al  5%. No vamos a apoyar los proyectos rescindiendo recursos. Como provincia estamos en un momento en el que necesitamos los recursos imperiosamente porque tenemos que atender todo lo cotidiano mas las obras que tenemos que hacer. Si vemos la posibilidad de obtener un recurso adicional lo vamos a negociar con la empresa. De hecho los hicimos con los contratos de Capex cuya concesión acabamos de hacer en no convencional. Y en esa concesión que es tigh tiene shale a futuro. Es decir, hicimos la concesión pero mantenemos el canon de exploración y explotación que traíamos  en la concesión anterior cuando renegociamos la prórroga.

Dijimos las regalías siguen siendo 12 pero además hay que pagar el 3% de un canon extraordinario mas otro 3% y que se llegue a un 1% si tiene renta extraordinaria cuando su precio sea más allá del valor de Bolivia (de us$ 9 en aquella época). Si nosotros cambiamos de modalidad contractual eso lo perderíamos. Con ellos hemos negociado y a partir de ahí se inicia un proceso de negociación donde lo que sea tigh no lo vamos a rescindir. Estamos en no perder dinero porque lo necesitamos. Como provincia hoy necesitamos todos los recursos con los que contamos.

Si damos una concesión para perder flujo de caja no nos está sirviendo ¿en vistas a qué? a que la empresa desarrolle su campo un poco más de lo que viene desarrollándolo. Ahora si la empresa dice “a partir de hoy empiezo a poner 300 millones por año” ahí nos interesa pero no son estos casos. El tigh se desarrolla con mas economía que el shale

¿ Y qué pasa con los convencionales?

Lo convencional esta con los vecinos naturales de los campos a los que no se les agrega nueva tecnología. Hay áreas que ya tendrían que haber entrado en terciaria pero la tecnología para ello todavía no se desarrolla. Hay muchos campos, sobre todo los de gas que ya están en baja. Habría que invertir mas fondos. Creo que lo convencional está estable.

Se hacen las inversiones de mantenimiento y para continuar con la producción, pero no hay una exploración fuerte en convencional que siga dando reservas convencionales.

 

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