Domingo 13 de Agosto de 2017
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Licitación de áreas hidrocarburíferas: expectativas y desafíos
Domingo 6 Ago 2017
Esta semana se abrieron las ofertas económicas para la adjudicación de cuatro áreas hidrocarburíferas en el Sur de Santa Cruz. De acuerdo a las proyecciones, se estima que el área de Tapi Aike quedaría en manos de CGC, que fue la que inició todo el proceso licitatorio al presentar una iniciativa privada por la totalidad de los yacimientos. 
En tanto el área El Turbio sería permisionada a Enap Sipetrol, filial de la petrolera estatal de Chile; mientras El Turbio (e) que tiene oferta de las tres empresas, de acuerdo a las ofertas, YPF habría quedado mejor posicionada, aunque hay que esperar el resultado de todo el análisis de las mismas. La preadjudicación de las áreas se conocerá en el mes de septiembre. 
La cuarta área, que quedó desierta, podría igualmente terminar siendo concesionada, ya que sobre ella está pendiente el proyecto de iniciativa privada original realizado por CGC.
La inversión estimada en la Cuenca para los próximos tres años, en estas áreas que se busca poner en producción, alcanzaría a los 150 millones de dólares.
Esta noticia cobra otra dimensión si se piensa que significará una revaloración de la Cuenca Austral bajo la mirada de la producción hidrocarburífera, luego que en la última década la región perdiera competitividad y cayera en una letanía de inversiones que la llevó a perder más del 70% de la producción gasífera que llegó a tener en su mejor época.
Pero de todas maneras, en lo que hace al convencional, hace mucho que de acuerdo a los especialistas la Cuenca Austral muestra el mayor potencial de pronta reactivación. De hecho ha tenido un reverdecer en estos últimos tiempos, debido a la modificación de los principales factores que llevaron a eso: bajo precio del gas en boca de pozo, elevada conflictividad sindical y poco impulso en la política hidrocarburífera local.
A partir del incremento tarifario que trajo aparejada una suba en el valor del gas en boca de pozo, el primer factor mejoró sustancialmente. En tanto, desde el año pasado, la provincia ha realizado ingentes esfuerzos en pos de sostener los puestos de trabajo y llegar a acuerdos entre gremios y operadores, que culminó para la Zona Sur con un convenio de productividad que alivianó, de manera significativa, la conflictividad gremial existente. De esta manera, la llegada de inversiones al área sur no es de extrañar. 
Pero a esto se le suma la expectativa de que se ponga en marcha un programa de estímulo a la extracción no convencional de gas de la Cuenca Austral para incentivar la extracción de tight gas (de baja permeabilidad y porosidad) en el sur de la provincia patagónica, ayudando al interés empresarial.
Hace ya varios años, cuando el área estaba bajo la concesión de Petrobras, la empresa brasileña anunció el hallazgo de las áreas no convencionales, y de hecho CGC que adquirió dichos yacimientos se ha desprendido de activos en Uruguay con el objetivo, precisamente, de potenciar la inversión en Santa Cruz y en la explotación no convencional. 
Esto también viene de la mano de otra decisión que se espera desde el sector que mejoraría los costos de producción, apuntando a una reactivación que frene las olas de despidos que se vienen dando en distintas regiones y de la que Santa Cruz no está exenta.
La baja de aranceles para la importación de bienes usados para la industria hidrocarburífera, para mejorar la competitividad y sostener el nivel de inversiones que atraviesa un contexto crítico. De hecho, en el país, sólo el año pasado se destruyeron unos 6 mil empleos en el sector, aunque en Santa Cruz la caída no fue tan drástica. 
Pero la continuidad de las inversiones es esencial si se pretende recuperar el esplendor perdido, y en ese marco con un mercado que va camino a la desregulación y el retiro progresivo del Estado sobre los precios de los hidrocarburos junto al levantamiento de las restricciones para el giro de utilidades, es un escenario ideal para la industria. Sin embargo, y aún con estas condiciones, las operadoras se muestran reticentes. De hecho la decisión de Sinopec de poner en stand by la inversión programada para el 2017, forzó a una nueva mesa de negociación, donde el “costo” del barril volvió a ser puesto sobre la mesa. 
Es que, de hecho, la primera de las medidas, que se mete en la discusión por mejorar la productividad en los campos petroleros, responde a la mejora de costos exigida por las compañías. 
Para el caso del no convencional, la extensión de la garantía de un precio para el gas de 7,5 dólares (más del doble de lo que se paga el shale gas en EE.UU.) era una medida esperada por las operadoras en el país y por ello, con excepción de la Cuenca Austral, casi los únicos anuncios de inversión se han dado en Vaca Muerta. Pero los acuerdos centrales para la industria impulsados por Nación, como la adenda laboral y la extensión del incentivo al precio del gas, vencen en el 2021, en medio mucho puede pasar y eso explica también el desafío que se presenta de mantener las condiciones en el tiempo que permitan la fiabilidad de las operadoras para tomar las decisiones de inversión que el sector y la provincia necesitan.
Domingo 6 Ago 2017