YPF busca traspasar la operación de los yacimientos maduros de Santa Cruz a nuevos actores, como la Compañía General de Combustibles (CGC, petrolera que conduce Hugo Eurnekian, el principal productor de hidrocarburos en el flanco norte de esa provincia), en el marco del Proyecto Andes, que le permitirá redirigir recursos hacia proyectos estratégicos como Vaca Muerta.
PROYECTO ANDES
Para YPF, retirarse de Santa Cruz es clave, pero no fácil: Las empresas, las indemnizaciones y Vidal
Retirarse de Santa Cruz es clave para el Proyecto Andes, lanzado por YPF, pero no es sencillo: las empresas, las indemnizaciones y la preocupación de Vidal.
08 de enero de 2025 - 11:20
YPF intentará cerrar en las próximos semanas el traspaso de titularidad de los yacimientos convencionales que opera en la provincia de Claudio Vidal.
Y si bien el "paquete" quedaría a cargo de CGC, que ya opera en la provincia, la empresa habría decidido concesionar algunas áreas a otras compañías.
El proceso de retiros voluntarios de más de 2500 personas ya habría comenzado con un plan, en el que YPF costeará indemnizaciones con un plus del 20%. Sin embargo, esto ha generado preocupación en Santa Cruz, donde el impacto sobre el empleo y la actividad económica es incierto.
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"Los nuevos operadores apuntan a que la cantidad de personal se reduzca en alrededor de un 56%, tal sería la cifra a la que equivalen los 2.500 puestos laborales que busca reducirse para hacer ‘viable' la actividad en el norte santacruceño", confirmó el sitio 'ANDSur'.
Y en ese marco, es que el gobierno provincial de Claudio Vidal exige garantías de continuidad operativa y busca evitar que la salida de YPF comprometa la producción petrolera y los ingresos fiscales.
El desenlace de estas negociaciones tendrá consecuencias profundas para la provincia y la industria, mientras YPF busca fortalecer su estrategia nacional concentrándose en áreas de mayor rentabilidad. Sin embargo, el costo social y económico de este cambio sigue siendo una preocupación central en la región.
Las empresas
La estrategia prevé que en un solo movimiento, que se materializará a través de un decreto firmado por Vidal, YPF traspasará a CGC todos sus bloques que posee en la provincia, agrupados en varios clúster de campos. Sin embargo, la petrolera de Corporación América sólo conservará la operación de uno de ellos, los otros clústers restantes serán transferidos en no más de 60 días a otras compañías.
De esta forma, CGC se quedaría con la operación de las áreas Cañadón Seco, Cañadón León y Meseta Espinosa. Otra empresa, conformada por la unión de Clear y Neuss, asumirían la operación de Cañadón La Escondida y Las Heras-Los Perales; por otra parte, Ingeniería ALPA se quedaría con el bloque 'El Destino', Koluel Kaike, Pico Truncado y El Cordón.
Otras dos empresas se suman para participar del reparto de los activos que cederá YPF. Una es Crown Point, que se quedaría con El Guadal 1, Loma del Cuy y Cerro Bayo; mientras que Roch se haría cargo de la operación de El Guadal 2, Cañadón Yatel y Cerro Guadal.
Las tensiones de San Antonio
Además de YPF, la empresa San Antonio aceleró su retiro de Santa Cruz y crece la versión de que regresará a operar en Chubut, en las áreas que asumió PECOM, es decir Trébol-Escalante.
La situación de San Antonio tiene tensiones en varios puntos del país. En Mendoza, el sindicato Jerárquico de esa provincia salió a denunciar que hubo 300 despidos por parte de la empresa de servicios, pese a que el proceso de stand by se extendía hasta el próximo 31 de enero.
Una cifra similar, o incluso superior, es la que se activaría del lado de Santa Cruz, de acuerdo con lo expresado por delegados del sindicato jerárquico de la Patagonia Austral, aunque en este caso enmarcado dentro del programa de retiros voluntarios que ofrecerá YPF en el norte santacruceño, con un 120% de indemnización hasta el 31 de enero.
El dilema de las indemnizaciones laborales... y ambientales
Sin embargo, "no está claro si YPF se hará cargo de la indemnización total de los operarios que acepten salir voluntariamente o sólo de una parte. Algunas líneas intermedias están hablando de un crédito económico en el tiempo para que los proveedores financien las indemnizaciones, pero eso es distinto a cubrir toda la indemnización", dijo un importante empresario de servicios de la cuenca del Golfo San Jorge al sitio especializado 'EconoJournal', según el cual, en conjunto, se estima que la readecuación de los yacimientos maduros de YPF demandará la salida de unos 2500 trabajadores directos e indirectos.
Además, desde la óptica de las empresas que tomarán la operación de las áreas es importante, a su vez, abordar otros aspectos estratégicos del traspaso. Uno de ellos es asegurarse la indemnidad ambiental en los campos que dejará YPF. En concreto, no quieren ser responsables de la remediación de los pasivos ambientales que existen en yacimientos que llevan décadas en explotación.
"La indemnidad ambiental, al igual que la laboral, es un aspecto central. No es posible entrar a campos que hoy pierden dinero si, además, hay que invertir millones para corregir pasivos que generó la operación de YPF", explicaron desde otra empresa al último sitio mencionado.
El freno de Figueroa en Neuquén
Cabe mencionar que la semana pasada, el gobernador de Neuquén, Rolando Figueroa, dejó en claro que su provincia no firmará el traspaso de las áreas convencionales de gas y petróleo convencionales de YPF a las empresas ganadoras del Plan Andes hasta que se cumpla con estrictas condiciones ambientales.
La necesidad de innovación, calidad y eficiencia para mantenerse competitivos en el mercado global no debe entrar en conflicto con la protección del medio ambiente, según el gobernador.
Para Figueroa, las reglas son claras: "Si no se garantiza el sellado de los pozos, no vamos a firmar. Es así de sencillo", advirtió sobre la exigencia de un compromiso firme por parte de las operadoras para mitigar el impacto ambiental.
"Nosotros no hemos firmado ninguna de las cesiones de áreas; estamos exigiendo a las empresas que modifiquen sus planes de negocio para garantizar el sellado de los pozos al finalizar la explotación", declaró el mandatario.
La producción petrolera en zona norte de Santa Cruz de 2024
Un estudio de Producción Petrolera de zona norte a la que accedió la agencia 'OPI Santa Cruz', indica claramente la pérdida de producción en cantidad de metros cúbicos de petróleo, (y consiguientemente en regalías) operada entre los meses de enero y noviembre del año 2024.
El resumen de la producción petrolera en zona norte arroja el siguiente resultado:
Perdida de producción de petróleo en barriles (Bbl) 1,762,498.45 m3
Costo Perdida Valor Barril de Petróleo (a 75 dólares el barril) US$ 132,187,383.65
Pérdidas en Regalías 12% US$ 15,862,00
En cuanto a los términos diferenciales entre la Producción Programada, la Producción de Petróleo Realizada u obtenida y el Déficit de Producción, tanto en m3 como en dólares, en el periodo Enero/Nov 2024, arroja el siguiente resumen de datos:
PRODUC PETROLEO PROGRAMADA TODAS LAS EMPRESAS SCN (m3)
Enero Nov/2024 : 3,634,158.00 m3
Enero/Nov 2024 : 22,858,163.36 Bbl (Estimado un BbL U$S 75)
Porcentaje de producción en el periodo: 100.00%
Valor estimado en U$S 1,714,362,252.10
PRODUCCIÓN PETROLEO REALIZADA en TODAS LAS EMPRESAS SCN (m3)
Enero/Nov 2024 : 3,353,943.11 m3
Enero/Novi 2024 : 21,095,664.91 92. (Bbl)
Porcentaje de Producción: 29%
Valor estimado en U$S 1,582,174,868.45
DEFICIT DE PRODUCCION EN M3- (PERDIDA)
Enero/Nov 2024: -280,214.89 m3
Enero/Nov 2024: -1,762,498.45 (Bbl)
Porcentaje de Producción: 7.71%
Valor de Producción Estimado: U$S -132,187,383.65
En conclusión, de los estudios realizados sobre la producción total (de todas las empresas) en zona norte resulta el siguiente resumen estadístico:
La Producción Programada entre enero y noviembre 2024, establecía una caída entre los meses de enero y febrero del 2024, un leve incremento en marzo, con pequeños altibajos de producción hasta el mes de junio/24 y de allí hasta diciembre del mismo año, las proyecciones dibujan un constante ascenso en la producción de hidrocarburos.
Mientras que en cuanto a la Producción Realizada, el esquema estadístico muestra que entre enero y mayo 2024, la misma acompaña a la producción programada, pero a partir de este mes sufre una brusca caída hasta el mes de julio 2024, recuperando producción en agosto, septiembre y octubre, pero volviendo a caer significativamente en el mes de noviembre de ese año.
Y en todos los meses, la producción quedó siempre, lejos de la producción programada.
De esta manera, el Esquema del Déficit comienza a visualizarse en el mes de enero/24 (-424), sigue en caída con un déficit de -62,061 en julio del 2024, luego achica la brecha (permaneciendo siempre negativa) a partir de agosto/24 a octubre/24 y en noviembre/24 vuelve a aumentar el déficit y la caída de la producción petrolera en zona norte.
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