VACA MUERTA: ACUERDO ENTRE NEUQUÉN E YPF

En la localidad neuquina de Añelo recién ahora empezó a vislumbrarse algún movimiento de equipos de perforación en el epicentro de Vaca Muerta, como primera respuesta al convenio suscripto hace dos semanas entre los Gutiérrez, el gobernador de Neuquén, Omar, y el presidente de YPF, Miguel Angel, según el cual la petrolera estatal le devolvió a la firma provincial Gas y Petróleo (G&P) 14 áreas del megayacimiento.

De este modo, YPF, a través de su subsidiaria YSUR, quedó en condiciones de ejecutar dos proyectos pilotos de gas no convencional localizados en Ribera I y II y Pampa de las Yeguas I -sin participación de GyP-, por un plazo de 35 años. Junto con sus socios deberán invertir US$220 millones en dos pilotos durante los próximos 5 años.

Asimismo tendrá que encarar nuevas exploraciones en la formación rocosa por un monto de U$S 452 millones, destrabándose así 25 áreas que podrían haber quedado paradas.

Mientras que por otro lado, se reconvirtieron los contratos de las áreas Aguada de Castro, Bajo del Toro, Cerro Arena, Cerro Las Minas, Chasquivil, Las Tacanas, Loma del Molle, Pampa de las Yeguas II y Salinas del Huitrín, en permisos de exploración con objetivo no convencional. La petrolera nacional tendrá 4 años para explorar esos bloques junto a sus socios, con quienes se comprometió a invertir US$ 232 millones.

Además, restituyó el total de su participación a GyP en las áreas Cerro Avispa, Cerro Partido, Loma del Mojón, Los Candeleros, Santo Domingo I, Santo Domingo II, Cortadera, Huacalera, Buta Ranquil I, Buta Ranquil II, Río Barrancas, Chapúa Este, Corralera y Mata Mora.

Como contraprestación por el otorgamiento de los permisos, concesiones y extensión de los plazos para la ejecución de los pilotos, YPF pagará a la provincia 30 millones de dólares. El acuerdo debe ser aprobado por la Legislatura.

De esta forma, YPF redujo un 16% su presencia sobre Vaca Muerta, para concentrarse en las zonas con mayor potencial. La compañía había obtenido 25 áreas en las rondas licitatorias de la gestión de Jorge Sapag, y no tenía espaldas financieras para desarrollarlas a todas. Ahora, GyP evaluará volver a licitar los bloques o salir a buscar socios al mercado internacional.

La provincia percibirá U$S 3,5 millones en concepto de Responsabilidad Social Empresaria por parte de YPF y U$S 30 millones por permisos exploratorios y bonos de explotación de la reconversión de áreas.

La petrolera estatal había planteado en el marco de la audiencia pública celebrada por el incremento de la tarifa de gas que se necesitan US$ 7,6 por millón de BTU para desarrollar las reservas de shale gas, como se denomina el recurso de Vaca Muerta, uno de los más costoso de extraer entre las opciones que tiene la Argentina. Es una cifra que se ac erca a los US$ 6,78 promedio que costará el gas residencial en octubre de 2019, según el plan del Gobierno.

YPF estima que necesita US$ 6,2 para producir de manera rentable el denominado tight gas, y US$ 4 para extraer el gas convencional, valores ambos que están debajo del precio que pagará la demanda en 4 años.

Neuquén ya tiene en marcha 19 concesiones no convencionales, que contemplan inversiones por casi US$5.600 millones durante las etapas de piloto exploratorio, y que ascenderán a unos US$ 120 mil millones si esas tareas resultan exitosas y se pasa a la fase de desarrollo masivo. A fin de dar lugar a los procesos de desarrollo se encuentra buscando los capitales.

El secretario general del poderoso Sindicato de Petróleo y Gas Privado de Neuquén, Guillermo “Caballo” Pereyra, reconoció que “no están los dólares para extraer el petróleo y el gas” y exhortó, por lo tanto, a “tentar a los inv ersores del mundo. YPF está hablando con tres empresas para explotar no convencionales y para ello es importante generarles seguridad”, agregó.

El gas no convencional representa ya el 35% de la producción del gas y el 20% del total del gas que se produce en el país.

Vaca Muerta es considerado el segundo reservorio de gas no convencional y cuarto en petróleo del mundo, y su desarrollo comenzó en el 2013 mediante un acuerdo firmado entre YPF y Chevron para yacimientos no convencionales de petróleo y gas en el área identificada como Loma Campana, ubicado a 80 kilómetros de la capital provincial.

Otras compañías -además de Chevron– como Exxon, la francesa Total, Pluspetrol, la alemana Wintershall y Dow Argentina, están desarrollando yacimientos no convencionales verticales y horizontales en la formación Vaca Muerta.

Contrato marco

De las 19 concesiones no convencionales que aprobó la provincia hasta el momento, 2 las hizo antes de la reforma de la Ley de Hidrocarburos, que se definió a fines de 2014.

Una es Loma Campana, el emblemático desarrollo de YPF y Chevron en Añelo. La concesión fue otorgada bajo el marco del decreto nacional 929/2013 que permitía, para ese entonces, la solicitud de concesiones no convencionales. Fue una norma hecha a medida del acuerdo entre ambas petroleras, y que después sirvió de modelo para la reforma de la ley de Hidrocarburos. 

Hasta hoy, Loma Campana tiene 450 pozos en producción que aportan unos 4.000 m3 día de petróleo.

El otro proyecto, previo a la reforma, es El Orejano, donde YPF y Dow Chemical ya terminaron el piloto y tienen conectados 29 pozos, que ya producen 1,5 millón de m3 día de gas. Se trata del principal proyecto gasífero que hay en marcha en Vaca Muerta. El CEO de Dow, Gastón Remy, anunci ó que en los próximos 4 años piensan invertir US$2.000 millones para el desarrollo del campo, aun cuando admitió que sacarlo les cuesta 50% más que en Estados Unidos.

La empresa con más proyectos en marcha en Vaca Muerta y otras formaciones no convencionales es YPF, con ocho concesiones: Loma Campana (shale oil), El Orejano (shale gas) La Amarga Chica (shale oil), Bajada de Añelo (shale oil), Bandurria Sur (shale oil), Pampa de las Yeguas I (shale gas) y La Ribera I y II (shale gas).

Pan American Energy (PAE) tiene 2 concesiones: Lindero Atravesado, donde logró incrementar en dos años la producción gasífera de los 500 mil m3 diarios a los 3,7 MMm3 actuales gracias a la perforación de formaciones tight, y Bandurria Centro (shale oil).

La angloholandesa Shell desembarcó en Neuquén atraída por Vaca Muerta. Su subsidiaria O&G Development obtuvo la concesión de dos de los mejores bloques en el corazón petrolífero del shale neuquino: Cruz Lorena y S ierras Blancas. Hacia fin de año comenzará a aportar producción de crudo cuando termine la construcción de instalaciones de superficie.

La gigante Exxon, la petrolera más grande del mundo, opera Bajo del Choique – La Invernada (shale oil), donde ya realizó un pozo con resultados promisorios. A raíz de ello, trajo a Neuquén a su subsidiaria XTO, una empresa estrella en la explotación del shale en EE.UU., que ya comenzó a perforar otro pozo.

La francesa Total Austral obtuvo la concesión por 35 años de Rincón la Ceniza y La Escalonada; y la argentina Tecpetrol se quedó con Fortín de Piedra y Punta Senillosa.

La alemana Wintershall tiene Aguada Federal en sociedad con GyP y Bandurria Norte, ambas en la ventana de shale oil de Vaca Muerta.

Por otro lado, Petrobras logró la concesión de Río Neuquén, uno de los yacimientos de tight gas más prolíficos de la cuenca. Tanto es así que la compañía brasileña vendió todos sus activos en Argentina a Pampa Energía, pero se quedó con un tercio del bloque.

La empresa de Marcelo Mindlin mantuvo un 33,33% y le traspasó un porcentaje similar a YPF, que operará el área

Pese al escenario de crisis por los precios del barril a nivel mundial, el mapa petrolero neuquino cambia a pasos agigantados a la luz de los resultados exploratorios en Vaca Muerta y del potencial gasífero de las formaciones tight.

Hoy el mayor volumen de actividad lo concentra YPF, más allá de la sensible baja de las inversiones –proyectada en un 25%- que dispuso para este año.

Se trata de la única empresa que encaró un desarrollo masivo de shale oil, mientras que operadoras como PAE, la ex Petrobras y Total han logrado interesantes avances en la producción de gas no convencional.

Más allá de los progresos de la petrolera bajo control estatal, los movimientos que hagan l as gigantes Exxon y Shell podrían significar un verdadero boom en Vaca Muerta.

Los tiempos que tarde en llegar la decisión de encarar el desarrollo masivo por parte de esas empresas dependerán de la cotización del barril y de la reducción de costos locales. Por lo pronto, en los próximos 3 a 5 años, la mayoría se concentrará en tareas exploratorias y en conseguir pozos más baratos y más productivos.

Convenios laborales

El ministro de Energía, Juan José Aranguren, se había puesto al frente de la negociación con sindicatos y empresas petroleras para firmar un nuevo Convenio Colectivo de Trabajo (CCT) que se aplicará para el desarrollo de proyectos no convencionales de hidrocarburos, entendidos como la explotación de tight gas, shale gas y shale oil en Vaca Muerta.

A la par de avanzar sobre esa iniciativa, las principales productoras del mercado –en la mesa de negociación están representados YPF, Pan American Energy (PAE) y Total– apuntan a instalar una agenda que incluya una serie de demandas para mejorar la rentabilidad del sector, en un escenario de precios alicaídos del crudo que permanecen en torno de los US$ 50.

Por los gremios negocian el senador y secretario general del Sindicato de Petróleo y Gas Privado de Neuquén, Guillermo Pereyra, y el secretario general del sindicato jerárquico, Manuel Arévalo.

En la lista de demandas que impulsan las empresas productoras figura la aplicación de un paquete de beneficios fiscales para incentivar la inversión. En concreto, las empresas solicitan un beneficio de amortización acelerada de capital para traccionar las ingentes inversiones que se necesitan para poner en valor los recursos no convencionales de Vaca Muerta.

También reclaman la eliminación de las retenciones a la exportación: si bien representan sólo el 1% del petróleo (tras la última modificación del Gobierno de Cristina Fernández de Kirchner), a los ojos de los inversores internacionales es un aspecto que desalienta la llegada de nuevos capitales.

A su vez, las empresas plantearon a la provincia de Neuquén la posibilidad de reducir las regalías hidrocarburíferas: aspiran a que la gobernación baje del 12% al 8% la alícuota de regalías que se aplicará al desarrollo de los proyectos no convencionales de tight gas, shale oil y shale gas.

YPF y Chevron, que lideran el desarrollo no convencional de hidrocarburos en Neuquén, redujeron drásticamente sus tareas en Vaca Muerta.

Desde abril, bajaron cinco equipos de perforación en Loma Campana, el área de shale oil (petróleo de arcillas) que explotan en conjunto. Hoy sólo están activas 6 unidades de drilling en el campo, apenas la mita d que en diciembre del año pasado, según confirmaron allegados a la operación.

La retracción de la actividad es el reflejo de la inversión en el yacimiento, que este año se ubicará en torno de los US$ 600 millones, la tercera parte que en 2013.

La baja obedece, fundamentalmente, a la crisis internacional del petróleo, que provocó el derrumbe del barril por debajo de los US$ 50.

Cuando hace tres años se puso en marcha el proyecto en Loma Campana –la primera explotación masiva no convencional de petróleo en la Argentina–, el WTI y el Brent superaban los US$ 80 y nadie imaginaba el colapso que se registraría hacia fines de 2014.

Chevron Corporation lleva invertidos US$ 2.700 millones en el yacimiento no convencional. Destacó en el área 22 equipos de perforación y 198 pozos.

Las petroleras piden una readecuación del convenio colectivo del sector, los sindicatos piden algún tipo de compensación por la pérdida de beneficios y que el sector privado empiece a hacer una lista de inversiones. Y el Gobierno avisa que no habrá modificaciones en Ganancias para los petroleros, así como que el mercado es libre para que las petroleras aumenten el valor del combustible.

“Caballo” Pereyra había hablado con el presidente Mauricio Macri y, en declaraciones a radio Milenium, afirmó haberle dicho que “si no hay un compromiso de nuevas inversiones del sector empresario, no podemos firmar", señaló.

Como el nuevo acuerdo contempla la extinción de pagos extras y una merma consecuencia de la caída de la actividad, Pereyra pidió que eso se compense vía rebaja de Ganancias.

Pero el Gobierno no estaría dispuesto a ceder porque, básicamente, no daría una modificación exclusiva para un sector en medio de un pedido generalizado de baja del impuesto.

La tercera pata de la discusión la encarnaron las petroleras, quienes afirmaron que no bajarán equi pos si no hay acuerdo. Una forma gráfica de ejemplificar esto es que no hubo ningún anuncio de inversión para el sector durante 2016.

Según los privados, hay "varios puntos aún en conflicto". El primero son los trabajadores "periféricos" de los yacimientos, enfermeros y vigiladores, que hoy están encuadrados en el convenio petrolero y cobran salarios similares al personal de las torres.

Mientras las petroleras quieren que estén afuera del nuevo convenio, los sindicalistas se niegan a que se les quite ese beneficio.

Otra controversia es la "optimización operativa" que tiene que ver con la tercerización de algunas tareas como el montaje y desmontaje de mantas. También existe desacuerdo con los diagramas de trabajo.

El sector sindical se opone a modificar el actual régimen por el cual por cada día de trabajo corresponde un día de descanso no se contabilizan las vacaciones.

Además de Pereyra, interviene en las discusiones el titular de Jerárquicos, Manuel Arévalo. Aunque cada uno de los gremialistas defiende a su sector, ambos coinciden en que, de firmarse el convenio, sería el único de los tres sectores que aceptaría un cambio. "No hay lista de inversiones y el Gobierno hace silencio".

Cuestiones ambientales

Otro aspecto importante a futuro, desde la óptica de los privados, es la modificación de algunas cuestiones ambientales, como por ejemplo la obligatoriedad de utilizar mantas oleofílicas adquiridas a determinadas empresas (que deben estar inscriptas en un registro de la provincia de Neuquén).

Se trata de un asunto que siempre ha creado sospechas en la industria, ya que existen cuestionamientos sobre sus costos y la conveniencia de su utilización.

También entrará en discusión el capítulo III de la Ley 27.007, sobre cuestiones ambientales, que apunta a unificar la normativa a todo el país para que cada provincia no tenga criterios divergentes sobre cuestiones ambientales.

En materia impositiva, las petroleras aspiran a lograr una reducción de la alícuota de Ingresos Brutos a nivel nacional.

Solicitaron establecer un régimen de promoción que lleve la alícuota al 2% y no al 3% ó 4%, como existe en algunas provincias hoy en día. También pretenden la eliminación de tasas municipales que se cobran en diversos distritos de Neuquén y también en Mendoza, Río Negro y La Pampa, y terminan encareciendo el costo operativo de los productores en la región. Son tasas que crearon los diversos municipios petroleros para aumentar su recaudación y se apunta a reducir su impacto.

Además, pidieron incluir en la agenda de negociación la redacción de un pliego estándar para ser aplicado a nivel nacional en la licitación de áreas petroleras: al igual que el capítulo medioambiental que prevé la Ley 27.007, es uno de los puntos pendientes de esa normativa, ya que nunca se llegó a concretar la discusión de un pliego base entre Nación y las provincia petroleras, y ahora se apunta a avanzar en esa dirección.

Convenio colectivo

A su vez, el Gobierno trabaja en una adenda a los Convenios Colectivos de Trabajo (CCT) que introducirá un nuevo marco regulatorio para la extracción de hidrocarburos en los yacimientos de la cuenca neuquina.

El acuerdo será por 48 meses y está destinado a lograr la rentabilidad de los proyectos no convencionales de hidrocarburos, que se espera tengan un costo de extracción inferior a los US$ 35 por barril en los próximos años.

La norma, que comprenderá a todo el personal que desarrolla tareas en yacimientos no convencionales de las provincias de Río Negro, Neuquén y La Pamp a, introduce modificaciones en la modalidad de contratación y establece la eliminación de las “horas taxi”.

Es decir, con el nuevo CCT el tiempo de traslado de los trabajadores al lugar de trabajo no será remunerado.

Respecto de la contratación, la adenda preverá contratos de trabajo a plazos determinados con posibilidad de suspensión o cancelación en caso de que el proyecto lo demande, situación ante la cual los trabajadores sólo podrán reclamar sus respectivas indemnizaciones legales.

Se estima que se dedicará, además, un apartado especial a regular la “multifuncionalidad” en las operaciones en equipos de torre y en las actividades de operación y mantenimiento, que podrá ser exigida por los empleadores para maximizar el rendimiento del proyecto, sin necesidad de modificar la categoría del personal del equipo.

También para los equipos de torre y operaciones especiales, la adenda establecerá dotaciones máximas y la carga horaria de cada turno, según la tarea a realizar.

Se supone que las operaciones tendrán un diagrama de trabajo de dos días de actividad por uno de descanso, que no será remunerado. Las empresas sólo pagarán las horas trabajadas.

Para el personal que trabaje en equipos de dotación ininterrumpida, el acuerdo establecerá jornadas de 8 horas durante seis días corridos de trabajo, con un descanso de 48 horas (no pagas).

Aprestos jurídicos

En el medio de las fintas en pos de mejores condiciones para encaminar las actividades en el campo, los estudios jurídicos están a full preparando el terreno legal para proteger las inversiones. Francisco Macías, socio de Marval, O´Farrell & Mairal, sostiene que “la mayoría de los ‘expertos’ predice para el mercado de hidrocarburos mundial en los próximos años un escenario de lenta y gradual recuperación de precios. Sin embargo, la velocidad con que los cambios se producen y se expanden en estos tiempos no permite descartar completamente la posibilidad de que acontecimientos imprevistos alteren estas predicciones”.

Agrega que “también las energías renovables enfrentan un panorama complejo como consecuencia del nivel de precios de los hidrocarburos. Posiblemente el mercado mundial de GNL sea el sector vinculado a la producción y comercialización de hidrocarburos que más se desarrollará en los próximos años”, vaticina.

Destaca que “para la Argentina la recuperación del autoabastecimiento de hidrocarburos y de gas natural en particular sigue siendo el principal objetivo de su política hidrocarburífera. Si bien los actuales niveles de precios, en especial del GNL, hacen que el costo pa ra el país de importar hidrocarburos sea menos gravoso que hace algunos años, la gestión que asumió en diciembre de 2015 ha mantenido los programas de incentivo para el sector procurando trasladar parcialmente el costo de estos programas a los consumidores”.

Avizora que “la gran disponibilidad de equipos a precios competitivos constituye una oportunidad inmejorable para que Argentina profundice este proceso. Si bien ya se perciben algunos signos de recuperación de la economía, los programas de inversión en el upstream posible vean una reactivación a partir del primer trimestre del año próximo”, proyecta.

Enumera que las principales modificaciones realizadas por el gobierno para estimular la producción hasta el momento han sido a nivel general, pero que impactan directamente en el sector de los hidrocarburos. Menciona la eliminación de las restricciones cambiarias incluyendo las prohibiciones de adq uirir dólares, girar dividendos al exterior, la obligación de ingresar al país las divisas correspondientes a cualquier aporte o financiamiento y las restricciones a las importaciones, entre otras.

“Representaron un cambio trascendental de las reglas de juego sin el cual hubiera sido imposible pensar en inversiones, ya sea en hidrocarburos o en cualquier otro sector. Además, el sinceramiento del tipo de cambio, la recuperación de la transparencia en las estadísticas públicas, el acuerdo con los holdouts y el pago de los laudos CIADI también son pasos fundamentales en pos de atraer inversiones”, redondeó.

Señala la aprobación de nuevos precios del gas natural y la energía eléctrica y de tarifas de transporte y distribución de gas y electricidad como el cambio más relevante registrado particularmente durante este año en el sector de hidrocarburos.

Recuerda que “si bien fue un proceso arduo en el que tuvo que intervenir inclu sive la Corte Suprema de Justicia, se está concluyendo satisfactoriamente. Sin perjuicio de lo cual, la nueva administración nacional mantuvo los principales programas de estímulo para el sector que se traducen en precios más altos que los niveles internacionales, tanto para el crudo y sus derivados como para el gas natural”.

Finalmente, interpreta que el cumplimiento del fallo de la Corte que obliga a hacer público el contrato con Chevron por parte de YPF “debería tener efectos positivos en la concreción de nuevas inversiones, ya que podría dar pie a que otras empresas negocien términos y condiciones similares a los acordados a Chevron en aquél momento”.