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Subsidios el gas
Vaca Muerta: ganadores y perdedores tras la decisión de Lopetegui
Jue31
enero 2019
31 enero 2019
Tecpetrol emerge como la gran perjudicada por la medida comunicada ayer por el gobierno. En la otra vereda, YPF la entiende como una opción razonable, al igual que el resto de los grandes jugadores de gas. Caso por caso, cuáles son las implicancias para cada una.
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Rocca, número 1 de Techint; Gutiérrez (YPF), Mindlin (Pampa), Bulgheroni (PAE) y Eurnekian (CGC).

La decisión del gobierno de ajustar los subsidios al gas que se produce desde Vaca Muerta tiene distintas implicancias para las petroleras con intereses en la cuenca Neuquina. Como primera clave de lectura se desprende que, tras la comunicación oficial, se produjo un marcado cisma en la industria. De un lado quedó Tecpetrol, la empresa que con una inversión disruptiva de US$ 1800 millones explica, casi por sí sola, el incremento de la oferta de gas que hoy el Ejecutivo destaca como mérito propio. La empresa de Techint seguramente iniciará algún tipo de reclamo administrativo por una cifra millonaria.

En la otra vereda, el resto de los jugadores del mercado de gas, como YPF, PAE, Wintershall y Total, que se habían fijado dos objetivos: uno de mínima, que apuntaba, justamente a limitar el poder de Tecpetrol para incidir en la fijación de precios del mercado (como concentra la mayor parte de los subsidios, en la industria denuncian que la petrolera de Techint puede ofrecer un precio más bajo porque luego recibe una compensación de mercado). Y otro de máxima, que consistía en lograr la aprobación de los proyectos presentados que habían quedado frizados por la inacción oficial.

La primera de las metas está cumplida. Con la medida que comunicó ayer el secretario de Energía, Gustavo Lopetegui, Tecpetrol cobrará subsidios sólo por 8,5 millones de metros cúbicos diarios (MMm3/día), la mitad de lo que hoy produce el campo (17,5 millones). El gobierno sabe, además, que más allá de las quejas y eventuales reclamos en la Justicia, la petrolera de Techint no reducirá su oferta de gas desde Fortín de Piedra. Una vez que ya realizó la inversión para poner los pozos en producción, no tendría demasiada racionalidad económica cerrarlos. Es decir, Lopetegui y el ministro de Hacienda, Nicolás Dujovne, saben que, de no mediar imprevistos, este año no tendrán mayores problemas en cuanto al suministro de gas. Salvo que el invierno sea muy crudo, pero en ese caso el problema se agravará por la ausencia del barco regasificador de Bahía Blanca que el ex secretario Javier Iguacel dejó ir y Lopetegui confirmó que no regresará para no causarle un daño político al presidente Mauricio Macri, que en diciembre brindó un mensaje de despedida de la embarcación desde el puerto bahiense.

Buena señal

Para CGC, la petrolera que preside Hugo Eurnekian, la segunda que más compensaciones recibe del programa de estímulo a la producción no convencional, lo resuelto por el gobierno no representa, a priori, un cambio relevante. A diferencia de Tecpetrol, la compañía de Corporación América produce hoy volúmenes de gas que están en línea con los estimados inicialmente.

Lopetegui comunicó ayer la decisión del gobierno a las petroleras

Para el resto de las petroleras, con YPF a la cabeza, la opción elegida por Lopetegui es una buena señal. De haberse aprobado el borrador que el gobierno circuló hace 10 días, la posición de la petrolera que controla el Estado habría sido más endeble. YPF y Tecpetrol protagonizaron desde fines de noviembre una contienda por el mercado de gas, que terminó desembocando en una retracción espasmódica de los precios en boca de pozo en el verano, algo que beneficia a la demanda pero no a las empresas productoras y tampoco al Estado, que debe cubrir la diferencia de ese valor con un precio estímulo de US$ 7 por MMBTU, según lo establecido por la resolución 46/2017 firmada por el ex ministro de Energía, Juan José Aranguren.

Con ese mar de fondo, Lopetegui terminó actuando, mas no sea indirectamente, en sintonía con YPF, PAE, Total y Wintershall, los cuatro históricos jugadores del mercado de gas (en conjunto, explican un 70% de la oferta).

Por eso, más allá del comunicado enviado por YPF a la Bolsa, en el que adelantó un resultado negativo por US$ 60 millones en 2018 a raíz de la decisión, en el piso 32 de la torre de Puerto Madero se percibe complacencia. “La alternativa era que se apruebe una resolución que era más favorable a Tecpetrol que al resto de la industria”, admitieron allegados a la empresa.

La mala noticia para YPF es que Lopetegui oficializó que varios de los proyectos presentados que permanecían en instancia de indefinición, como Río Neuquén, Aguada de la Arena, Las Tacanas y Rincón del Mangrullo, finalmente no serán aprobados. Pero aún así, eso era algo que se descontaba.

Un capítulo aparte merece El Orejano, el primer desarrollo de shale gas de la Argentina, iniciado en 2013 entre YPF y Dow, que caprichosamente no fue aprobado por la gestión de Aranguren (persistía una duda acerca de si se trataba de un nuevo desarrollo o no) y luego, cuando se paralizó la autorización de proyectos por la crisis del dólar, quedó del lado de los no aprobados.

Sintonía fina

Pese a todo, YPF recuperó la relación directa con el Poder Ejecutivo. Con el ex secretario Iguacel los canales de diálogo eran muy precarios. El vínculo de Miguel Gutiérrez con Lopetegui, en cambio, es mucho más fluido. De hecho, la empresa es una de las impulsoras de la regulación para incentivar el reemplazo del LNG importado mediante un mecanismo que reconozca mejores precios del gas durante el invierno. Es una idea que Marcos Browne, vicepresidente de Gas y Energía de YPF, defendió en el encuentro de la Mesa de Vaca Muerta que se realizó en Neuquén en octubre pasado. Es probable que el texto que prepara Energía incluso retome conceptos de un paper que Browne le entregó a Iguacel y este desestimó.

Los otros tres grandes jugadores del mercado —PAE, Total y Wintershall— destacan la razonabilidad de lo comunicado ayer. Consideran que la resolución 46 se había convertido, por errores de diseño, en una herramienta que distorsionaba el funcionamiento del mercado, permitiendo que las empresas beneficiarias tiren artificialmente para abajo los precios de venta porque luego recibían compensaciones del Estado.

Rocca (Techint), Gutiérrez (YPF), Mindlin (Pampa), Bulgheroni (PAE) y Eurnekian (CGC).

En el Ministerio de Hacienda comparten esa lectura y por eso, más allá de la necesidad de readecuar el programa a la restricción fiscal, defienden que con la decisión de ayer el mercado funcionará con mayor previsibilidad.

El resto

Lo oficializado ayer también afecta a otras petroleras que se había inscripto en el programa establecido por la resolución 46. Pampa Energía, la empresa que lidera Marcelo Mindlind, pidió en febrero de 2018 junto con YPF y Petrobras Brasil la aprobación para para desarrollar un yacimiento de tight gas en el área Río Neuquén. Luego, en julio del año pasado, presentó iniciativas para extraer shale gas de los bloques El Mangrullo y en Sierra Chata. La mayoría accionaria de ese bloque, que es operado por Pampa, pertenece a ExxonMobil, la mayor petrolera privada del planeta. Pampa envió hoy un comunicado a la Bolsa en el que señala que está a la espera del esquema de incentivos del Ejecutivo para desarrollar campos en invierno. Pero en los hechos descontaba que el gobierno no aprobaría nuevos proyectos.

En el caso de ExxonMobil, el análisis es más complejo, porque la resolución 46 fue uno de los disparadores que llevó a la petrolera norteamericana a evaluar, por primera vez, un desarrollo a gran escala de gas en Vaca Muerta. “Cualquier escenario que implique cambiar las condiciones a partir de las cuales se desarrolló el proyecto (Sierra Chata) tiene un impacto negativo fuerte. Nunca son bien recibidos los cambios en las reglas de juego”, advirtieron allegados a la compañía.

Una posición similar transmitieron desde Shell, que había solicitado compensaciones para desarrollar dos áreas junto a la francesa Total, Rincón de la Ceniza y La Escalonada. Habrá que ver cómo impacta la decisión del gobierno en el board global de la petrolera anglo-holandesa, que en diciembre anunció el lanzamiento de la explotación comercial de tres áreas de petróleo no convencional en Vaca Muerta. Es un proyecto que, de concretarse tal como fue presentado a la provincia de Neuquén, generará inversiones por más de US$ 2000 millones en los próximos cinco años. No está claro que la apuesta por el shale oil esté linkeado con los proyectos de gas que ayer fueron desafectados, pero no habría que descartarlo.

Para Pluspetrol, la tercera productora de petróleo de la Argentina, la decisión de Lopetegui también confirmó algo se preveía: que los proyectos de La Calera y Centenario Centro no serían aprobados. Pluspetrol había anunciado un megadesarrollo de shale gas en La Calera, un área que comparte con YPF en partes iguales. Para eso, había adquirido dos equipos de perforación de última generación, que seguramente ahora volcará hacia el desarrollo en la ventana de shale oil dentro del área.

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