El gobierno nacional firmará en estos días un aumento en el valor del barril de petróleo Escalante de exportación a través de una modificación del programa Plus. Para ello, el valor de corte o máximo para el crudo de exportación pasará de u$s 42 a u$s 70 por barril. El arrastre podría alcanzar a la variedad Medanito, que se produce en la zona.
Los cambios que se vienen en materia de precios de exportación en el programa Petróleo Plus serán claves para estimular las inversiones a gran escala que requiere el sector. Si bien de entrada todo indica que el principal impacto recaerá sobre el crudo Escalante, que se produce en la cuenca del Golfo de San Jorge, las mejoras en el precio tendrán un rebote para los operadores instalados en la cuenca neuquina. El valor de corte o máximo para el crudo de exportación pasará de u$s 42 a u$s 70 por barril. Además, el valor a refinerías de algunos tipos de crudo que está en u$s 60 pasaría a u$s 80.
Para conocer a fondo los detalles de las nuevas políticas nacionales de exportación, E&E consultó a empresas, funcionarios y expertos en energía.
Días atrás, Pan American Energy, la segunda petrolera del país, firmó un acuerdo con la Comisión de Planificación y Coordinación Estratégica del Plan Nacional de Inversiones Hidrocarburíferas del Gobierno, donde se comprometió a invertir u$s 3.400 millones en el período 2013-2017 en las cuatro cuencas donde opera en la Argentina. A cambio recibirá un precio de u$s 7,5 por millón de BTU para todo el gas incremental que se consiga.
Como parte de estos acuerdos, también vería la luz una resolución de Energía de Nación para modificar la Resolución 394 del 2007 del programa Petróleo Plus, donde se fijaba un precio de referencia para el barril internacional de u$s 60 con un tope de u$s 42. Hasta ahora, si el valor internacional del barril superaba los u$s 60, se aplicaba el precio máximo de 42 y el resto iba para el Estado vía retenciones. A modo de ejemplo, con un barril Brent de petróleo de u$s 85, el Estado se quedaba con u$s 43, y u$s 42 se los quedaba la petrolera que, a su vez, debe pagar un 12% de regalías nacionales más los cargos provinciales que en el caso de Chubut son del 3%. Como las regalías se calculan en base al valor del precio internacional, la compañía petrolera percibía neto por exportaciones unos u$s 28.
Además, un tema clave es que el programa Petróleo Plus permite aumentar de u$s 42 a u$s 70 el valor del barril internacional pero siempre y cuando la petrolera incremente su producción en el año, y este mayor precio lo debe cobrar a través de un bono fiscal. Este esquema es engorroso en su aplicación. Pero, además, Pan American Energy se vio afectada por la caída de su producción en Cerro Dragón, uno de sus principales yacimientos, por el conflicto con trabajadores petroleros que hizo que desde junio bajara 2000 m3 diarios. Al no aumentar su producción por Petróleo Plus no podía recibir las notas de créditos fiscal y pasó a percibir los u$s 42 por barril en vez de u$s 70.
En definitiva, a algunas empresas el efecto de las retenciones en el marco del diseño del programa Petróleo Plus hacía que terminaran percibiendo menos valor por sus exportaciones que por sus ventas al mercado interno. Ahora, el valor de corte o máximo se iría de 42 a 70, equiparándose esas diferencias.
Héctor López, de la Subsecretaría de Hidrocarburos de Neuquén, explicó a E&E que “entendemos que ha habido una conversación entre Chubut y Nación que han negociado un precio diferenciado o una diferente aplicación de las retenciones a efectos de que el valor interno del Escalante sea mayor. Pero se circunscribiría a una normativa específica de Chubut y no general para todo el sector. Ellos tenían un valor de corte de u$s 42 que pasaría a u$s 70 por barril. Además, el valor a refinerías que está en u$s 60 pasaría a u$s 80 para poder hacer viables las exportaciones”.
Mantener la brecha
Para equilibrar un poco con el mercado interno, los productores estaban habilitados a vender a las refinerías a unos u$s 65 por el crudo Escalante que se produce en el Golfo de San Jorge y a u$s 73 el Medanito, que sale de la cuenca neuquina y es de mejor calidad porque es más liviano. Un tema relevante para la cuenca neuquina es que el incremento en el barril de Escalante podría empujar en el corto plazo a uno del barril de Medanito. Según López, “esto se puede dar para mantener la brecha entre ambos crudos que suele estar en torno a los u$s 16 y u$s 18. En la actualidad, el Medanito se está comercializando por debajo de los u$s 80 y hay que ver si puede ajustase a la brecha con el Escalante para que se mantenga”.
En la actualidad, todo el Medanito se vende en el mercado interno. Ya no se exporta desde hace años por el desabastecimiento hidrocarburífero de la última década. De todas formas, cualquier ajuste futuro dependerá de Nación.
Por su parte, Nicolás Di Sbroiavacca, especialista e investigador en Energía de la Fundación Bariloche, coincidió en que “el Petróleo Plus era un proceso agotado porque las petroleras llegaban a los 70 dólares vía certificado fiscal siempre y cuando lograran un incremento adicional de su producción”. Lo que sucede es que lo que se está exportando es el Escalante básicamente, porque está percibiendo un muy bajo valor y con un trámite engorroso para llegar a los 70 dólares. Según Di Sbroiavacca, “el Medanito es de mayor calidad frente al Escalante en grados API y azufre.
Nuevos escenarios
La suba conseguida por Pan American Energy se da en un contexto donde, si bien el Gobierno había bajado algunos programas para incentivar la producción como el Refino Plus en 2012, tras la estatización de la porción de Repsol en YPF comenzó a aplicar algunos incrementos que venían siendo reclamos por petroleras con fuerte presencia local en busca de inversiones. Una de ellas es la propia YPF que también dispondrá de un valor de u$s 7,5 por millón de BTU para el gas incremental.
Con ese telón de fondo, además del programa de inversiones que planea YPF entre este año y el 2017, se cerraron fuertes acuerdos entre la petrolera nacional y Bridas y otro con la estadounidense Chevron.
Bridas, propiedad del empresario Carlos Bulgheroni y la china Cnooc, firmó la semana pasada un acuerdo para perforar en Vaca Muerta tal como había anticipado este diario por casi u$s 1.500 millones.
Por otro lado, y tal como se explicó más arriba, Pan American Energy, la segunda petrolera del país cuyos dueños son Bridas y British Petroleum, anunció la firma de un importante acuerdo con el gobierno nacional para invertir u$s 3.400 millones en las cuatro áreas donde opera, entre ellas la cuenca neuquina.
Desde PAE confirmaron a este diario que todavía no está el desglose de la inversión en cada cuenca donde participa la petrolera: en las cuencas Austral, neuquina, Noroeste y la del Golfo San Jorge. Pero se estima que en Neuquén, donde Pan American Energy opera el yacimiento Lindero Atravesado y tiene participación en los yacimientos de Aguada Pichana y Aguada San Roque, donde la operadora es la francesa Total, recibirá un importante flujo de esas inversiones.
En tanto, el acuerdo firmado entre Bridas e YPF prevé la búsqueda de shale oil y shale gas en un radio de 663 km2 que comprende las áreas de Bajada de Añelo y Bandurria, la cual despierta grandes expectativas por el potencial productivo que tendría para la ecuación energética futura del país. El proyecto de shale oil y shale gas que se iniciará este año incluirá un programa de delineación acelerada, y un piloto en modo de “factoría” por un total de 130 pozos, que serán perforados durante los próximos dos años.
El programa comprende una inversión inicial por los próximos 24 meses de 1.500 millones de dólares, en el cual Bridas comenzará adquiriendo un 35% del área de Bajada de Añelo y un 24,5% de Bandurria.
La mayor parte del desarrollo será de petróleo no convencional, pero también se espera que una parte del mismo dentro del área Bajada de Añelo pueda comprender la explotación de gas húmedo (o wet gas, un gas natural rico en contenido de líquidos asociados).
La operación se desarrollará en forma conjunta dado que YPF y Bridas apuestan a sacar provecho del potencial y el know how de ambas compañías en el desarrollo de shale.
Con este paso, YPF cierra 2012 con dos acuerdos de máxima relevancia para el cumplimiento de su plan por los próximos cinco años que apunta a un crecimiento importante de su producción, y que serán fundamentales para el desarrollo masivo del no convencional en Vaca Muerta, pieza clave para revertir el desbalance energético del país.
Al igual que en el acuerdo firmado en Houston, Estados Unidos, el pasado 19 de diciembre entre YPF y Chevron, este entendimiento se alcanzó bajo un acuerdo por el que YPF aporta el título sobre el área, y ambas comparten costos de exploración y explotación, además de know how y tecnología.
La Mañana de Neuquen
