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YPF colgó cartel del "venta" y Enarsa redefine su rol como empresa pública

YPF y Enarsa dan la nota esta semana. Una con el cartel de venta en 55 áreas petroleras del país, y la segunda, con su decisión de trasladar el costo pleno del GNL a hogares e industrias.

Dos estatales dan la nota en estos últimos días. Por un lado, YPF con la venta de áreas petroleras en todo el país, y por otro, la estatal Energía Argentina (Enarsa) que redefinió su rol como empresa pública y dejará de vender gas a precio rebajado, lo cual tendrá fuerte impacto tanto en hogares como en industrias.

El proceso de YPF inició sobre el final de la semana pasada cuando abrió la venta de 55 áreas petroleras del país que superaron su pico de producción a través del Banco Santander, que remitió a las firmas que exhibieron interés una presentación inicial que enumera cuáles son los campos maduros de los que pretende desprenderse YPF y cómo quedaron conformados los clusters (grupos) de bloques en cada una de las empresas.

El presidente y CEO de la compañía, Horacio Marín, busca que esos campos pasen a ser explotados por operadoras más pequeñas o independientes que puedan dar continuidad a la actividad.

YPF determinó que en un mismo cluster convivan áreas de mayor interés con otras que tienen menor potencial, para desprenderse no sólo de los yacimientos productivos, sino también de áreas menos atractivas.

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YPF llamó 'Proyecto Andes' a la venta de 55 áreas convencionales maduras.

YPF llamó 'Proyecto Andes' a la venta de 55 áreas convencionales maduras.

La venta de bloques históricos de la región

En Neuquén buscan vender el área donde se dio el descubrimiento de petróleo hace más de 100 años y en Río Negro el bloque EFO, el principal productor de gas de la provincia.

Hace 105 años el bautizado 'Equipo patria' de lo que luego será YPF, logró que el pozo que desde hacía tres años perforaban en la zona de Challacó descubriera no solo petróleo, sino lo que hoy es la principal cuenca productiva del país. Ese Pozo 1 se ubica en el área Octógono, uno de los 55 bloques que un siglo después YPF acaba de poner en venta como parte de un plan de desinversión de campos maduros, que tampoco pasa inadvertido en la provincia de Río Negro.

La intención de YPF de poner a la venta bloques del convencional es algo que desde hace un par de gestiones ya se venía masticando, pero fue finalmente aprobada en la asamblea de febrero pasado para un paquete que contempla un total de 55 bloques a vender, ceder bajo algún tipo de asociación y también revertir a las provincias La intención de YPF de poner a la venta bloques del convencional es algo que desde hace un par de gestiones ya se venía masticando, pero fue finalmente aprobada en la asamblea de febrero pasado para un paquete que contempla un total de 55 bloques a vender, ceder bajo algún tipo de asociación y también revertir a las provincias

El proyecto está divido en seis provincias que son las alcanzadas y que, en el caso de Santa Cruz, se señala en el documento que los bloques seleccionados serán informados próximamente.

7 áreas en Neuquén

En Neuquén son 7 las áreas que YPF puso a la venta, divididas en dos bloques: norte y sur. En el caso del bloque norte se incluyó a las áreas Señal Cerro Bayo, Volcán Auca Mahuida, Don Ruiz y La Manadas. Se trata del paquete con la mayor producción de petróleo de todo el grupo neuquino, pues en conjunto representan 2.665 barriles diarios, siendo Volcán Auca Mahuida el bloque que tiene hoy la mayor producción con un poco más de 1.500 barriles diarios.

Lo llamativo de este grupo de áreas es que tanto Don Ruiz como Las Manadas no tenían su fecha de vencimiento de las concesiones en el corto plazo, sino que su vencimiento se daría recién en la siguiente gestión de YPF, en 2030 y 2032, respectivamente.

El bloque sur de Neuquén es el que tendrá un claro peso simbólico ya que incluye a las áreas Al Norte de la Dorsal, Octógono y Dadín (con todos sus bloques). Como destacó hoy el diario 'Río Negro', la decisión de vender estas áreas marca dos puntos para YPF:

- El primero, es que la petrolera de bandera dejará de tener presencia como operadora en la zona de Cutral Co – Plaza Huincul, la cuna de los hidrocarburos de la provincia y de toda la Cuenca Neuquina, que es hoy la principal productora de gas y petróleo del país.

El bloque más cercano que la petrolera retendrá es Las Tacanas, un área lindera a Rincón del Mangrullo donde el foco no es el petróleo, sino el gas.

- Pero el segundo punto más relevante de este paquete en venta es que incluye a la cuna misma de la presencia de YPF en Neuquén, y el lugar donde se descubrió por primera vez petróleo -una década después del hallazgo histórico de Comodoro Rivadavia- y se trata del área Octógono.

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La historia de los hidrocarburos de Neuquén y la región está resumida en esta área, al punto que su nombre remite a la disposición del gobierno de reservar las tierras alrededor del pozo descubridor, en "un octógono fiscal".

Hoy el área aporta apenas 618 barriles de petróleo por día, según la información que difunde como parte del plan de venta el banco Santander. Y si bien se trata de un nivel marginal, tremendamente lejano de los casi 80.000 barriles diarios que aporta Loma Campana, se trata del bloque donde se encuentra, ya como un monumento, el Pozo 1, el inicio de la historia del petróleo neuquino, y luego rionegrino.

Este descubrimiento de petróleo llevó, como sucedió luego en otros puntos del país, a prácticamente la creación de Cutral Co y Plaza Huincul, existiendo aún edificios emblemáticos en la ciudad, muchos de ellos que hoy están usurpados.

Si bien los archivos del proceso comercial no lo dicen, trascendió que quien quiera adquirir este bloque deberá negociar con YPF la conservación de algunos de estos complejos históricos.

En Río Negro

En la vecina Río Negro, en tanto, la petrolera de bandera le puso el cartel a dos bloques también clave: Señal Picada – Punta Barda y Estación Fernández Oro (EFO).

En el primer caso, se trata de un bloque compartido entre Río Negro y Neuquén, casi a mitades, que es la tercera área con más producción de petróleo que la compañía puso en venta, con nada menos que 4.022 barriles diarios, algo así como un cuarto de la producción de todo Río Negro.

Pero aún más llamativo es que YPF le puso el cartel de oferta a EFO, el principal bloque productor de gas de todo Río Negro, ubicado en la zona de Allen. Esta área es la única con actividad no convencional en Río Negro, no hacia Vaca Muerta sino hacia el gas de arenas compactas, el tight.

Pero además es el bloque en el que YPF inauguró hace apenas tres años las oficinas de control y monitoreo de todo el sector convencional de la cuenca.

La secretaria de Energía de Río Negro, Andrea Confini, celebró el proceso de venta de las dos áreas involucradas ya que destacó que "estamos conformes porque hace años que estamos pidiendo esto".

Y sostuvo que "esperamos que puedan operar esas áreas empresas que se dedican y tienen expertise en yacimientos maduros y que no están operando en Vaca Muerta".

Precisamente, el interés de los gobiernos provinciales en que se lleve adelante este proceso radica en que consideran que desde hace un tiempo YPF viene subinvirtiendo en los bloques maduros, al concentrar su atención en Vaca Muerta.

Esto se debe a que desde hace algunos años hay un grupo de empresas petroleras que se han especializado en este tipo de campos del convencional, y que a diferencia de muchos bloques de YPF, han logrado incrementar la producción y las inversiones también.

Esta visión, especialmente impulsada por los gobiernos de Chubut, Santa Cruz y Mendoza, es lo que ha permitido pasar de una suerte de YPF-dependencia que se veía hace una década atrás, al pedido y visto bueno para que la petrolera de bandera no solo venda sus áreas, sino que incluso deje directamente de tener presencia en algunas de las provincias.

Chubut, Mendoza y Tierra del Fuego

En Chubut (cinco campos) tiene el clúster El Trébol con el área El Trébol – Escalante, con 7.112 bbl/d de petróleo y 38 km3/d de gas, y el clúster Campamento Central – Cañadón Perdido con el área homónima, que alcanza los 1.546 bbl/d de crudo y 5 km3/d de gas. Además, Chubut cuenta con el clúster que agrupa a las áreas El Tordillo, La Tapera y Puesto Quiroga con 416 bbl/d de petróleo y 15 km3/d de gas.

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Allí, la petrolera nacional se quedará con el yacimiento Manatiales Behr.

En Mendoza, YPF aspira a retirarse de 14 áreas convencionales, que fueron divididas en tres clústers: Mendoza Norte, agrupa a los bloques maduros Barrancas, Río Tunuyan, Ceferino, Mesa Verde, La Ventana y Vizcacheras. La producción total de Mendoza Norte, ubicado sobre la cuenca Cuyana, es de 11.725 barriles diarios de petróleo (bbl/d), mientras que suma 99 km3/d de gas.

Mendoza Sur, que está también en la cuenca Neuquina, contiene El Portón, Chihuido de la Salina, Altiplanicie del Payún, Cañadón Amarillo, Chuhuido de la Salina S y Concluencia Sur. Produce 2.090 bbl/d de crudo y 844 km3/d de gas. El clúster Llancanelo cuenta con las áreas Llancanelo y Llancanelo R y produce 1.818 bbl/d de petróleo y 2 km3/d de gas.

Y en Tierra del Fuego (dos bloques) tiene las áreas en un mismo cluster (TDF) con los campos Poseidón y Magallanes, con una producción de 1.693 bbl/d de crudo y 1.131 km3/d de gas.

El escenario en Santa Cruz

En Santa Cruz, YPF tiene la mayor presencia en áreas convencionales y es la única en la que se avanzó en un compromiso previo con el Gobierno de la provincia, cuya idea original es que las mismas sean revertidas para luego readjudicarlas a empresas más chicas o UTE de pymes que puedan conformarse.

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Jaime Álvarez, ministro de Energía; Marcelo Aldeco, gerente de Relaciones Laborales de YPF; Claudio Vidal, gobernador de Santa Cruz; Horacio Marín, presidente de YPF; y Lisandro Deleonardis, vicepresidente de Asuntos Públicos de YPF.

Jaime Álvarez, ministro de Energía; Marcelo Aldeco, gerente de Relaciones Laborales de YPF; Claudio Vidal, gobernador de Santa Cruz; Horacio Marín, presidente de YPF; y Lisandro Deleonardis, vicepresidente de Asuntos Públicos de YPF.

Y más allá de la celeridad que le quiere imprimir la petrolera, cabe recordar que en Santa Cruz la operadora no podrá ceder en venta ningún área si primero no cuenta con la autorización del Gobierno provincial, donde el Ministerio de Energía, como autoridad de aplicación, tiene injerencia directa.

Además, la documentación técnica que la operadora entregará a las empresas, sólo luego que éstas firmen el acuerdo de confidencialidad, y a la Provincia, en el diálogo inicial entre el gobernador Claudio Vidal y el presidente de YPF, este último se comprometió a entregarla al Ministerio, para definir la modalidad de oferta y/o licitación a realizar de las mismas.

A diferencia de Chubut, por ejemplo, dónde YPF mantendrá la titularidad sobre Manantiales Behr, la operadora nacional quiere retirarse de la totalidad de los yacimientos santacruceños, incluyendo Los Perales. Pero el Gobierno busca que la mayoría de las mismas, sino todas, sean revertidas a la Provincia y no ofertadas por YPF en forma directa.

Enarsa, la estatal que venderá más caro

Como se mencionó, en el área energética no es solo YPF la que da la nota en estas horas. Ya que la estatal Enarsa también tomó una importante decisión que, en efecto, pesará más directamente sobre el bolsillo de los argentinos.

Es que Energía Argentina (Enarsa) redefinió su rol como empresa pública y dejará de vender gas a precio rebajado: ofrecerá gas natural a distribuidoras e industrias a 12,90 USD/MMBTu.

Según el sitio '+E', así quedó expuesto en el documento que envió el apoderado de la compañía, Jorge O'Donnell, al Mercado Electrónico de Gas (Meg) SA para llevar a cabo una subasta para vender gas natural durante abril y mayo a distribuidoras e industrias.

El precio mínimo para ofertar por sus clientes será de 12,90 USD/MMBtu, y será fijo para todo el periodo de vigencia. La oferta por comitente en bloques de 250.000 m3/día cada uno, hasta completar la totalidad del volumen puesto a disposición (hasta 10 bloques).

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Enarsa trasladará el costo pleno del GNL a hogares e industrias.

Enarsa trasladará el costo pleno del GNL a hogares e industrias.

"La presente Convocatoria deberá considerar, las condiciones generales y particulares, de manera tal que cualquier agente del MEG pueda tomar conocimiento de las mismas con antelación a su participación, aceptando que su participación estará supeditada a la aceptación pura y simple de las condiciones emitidas por Enarsa", subraya el documento.

De esta manera, la compañía decidió trasladar el costo pleno del gas natural licuado (GNL) a los hogares e industrias. El Gasoducto Presidente Néstor Kirchner (GPNK) ayudará a amortiguar la demanda de GNL que tiene el país ya que sin el ducto, el costo del servicio sería aún mayor.

En este sentido, el titular de la consultora Paspartú, Juan José Carbajales, sostuvo que esos 12,90 USD/MMBTu representan un incremento sustancial con respecto al promedio de gas local en invierno establecidos en los contratos del Plan Gas.Ar. El programa de incentivos paga 4,50 USD/MMBTu, es decir una diferencia del 286%.

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Las decisiones de Enarsa

En su cuenta de X, el exsubsecretario de Hidrocarburos de la Nación manifestó que este tipo de decisión marca que Enarsa dejará de vender a precio más rebajado. "Es oportuno recordarlo cuando la Reversión Gasoducto Norte viene demorada, igual que plantas compresoras del tramo I del GPNK; y del tramo II no hay noticias", afirmó el exfuncionario.

Carbajales manifestó también que el fin de la obra pública se traduce en que el gas invernal es más caro para los hogares, pymes, comercios, industrias y generación eléctrica.

"Ya se había visto en distribución: Enarsa deja de venderle más barato a Camuzzi Gas del Sur para los usuarios residenciales de la Patagonia. En adelante, pagarán el mismo PIST (punto de ingreso al sistema de transporte) que el resto del país", consideró.

Hay que recordar que la semana pasada el Gobierno publicó los nuevos cuadros tarifarios del gas natural por redes y confirmó que la provincia de Neuquén será una de las mayores perjudicadas en todo el país con subas mayores al 1.000%.

Doble perjuicio

El perjuicio se produce por partida doble: En primer lugar, como dijo '+E', a partir del propio precio del gas en el Punto de Ingreso al Sistema de Transporte (PIST) que sufrió las actualizaciones más altas del país.

Sin embargo, como por ahora se mantiene el descuento de Zonas Frías, eso deriva en un cargo variable menor al de otras zonas, pero que sufrió un mayor aumento. Es decir, el precio por metro cúbico consumido.

De esta manera, el titular de la consultora Paspartú manifestó que se redefine el rol de la empresa estatal como ejecutora de la política pública sectorial: "es vehículo de subsidios o mera administradora".

"Ergo, así sea eficiente su gestión, será denostada/reconocida (nos guste o no) la política energética del Gobierno", aseveró Carbajales.

"Tareas acuciantes para la flamante 'Subsecretaría de Combustibles Gaseosos', que entre sus responsabilidades primarias tiene: Upstream, Midstream, GLP, GNL, segmentos regulados (tarifas), biocombustibles e impos y expos; todo "en coordinación con las provincias", subrayó.

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